Luận văn Nghiên cứu một số giải pháp giảm tổn thất điện năng của điện lực thành phố Vĩnh Long

ên ngành: Quản lý năng lượng Mã số: 60340416 LUẬN VĂN THẠC SĨ Người hướng dẫn khoa học: VS.GS.TSKH Trần Đình Long HÀ NỘI 2015 1 LỜI CẢM ƠN Trong suốt thời gian thực hiện luận văn này, tôi đã được sự quan tâm giúp đỡ rất nhiều từ phía nhà trường, các thầy, cô, bạn bè và đồng nghiệp mà tôi không thể nào quên. Đầu tiên tôi xin chân thành cám ơn VS.GS.TSKH Trần Đình Long đã tận tình hướng dẫn tôi trong suốt thời gian thực hiện luận văn, sự nhiệt tình và kinh nghiệm của thầy đã truyền đạt cho tôi nhiều kiến thức thực tế, ứng dụng hiệu quả vào giải pháp nghiên cứu của luận văn. Trong quá trình viết luận văn thầy đã chỉ cho tôi những thiếu sót và hướng dẫn, phân tích để tôi hiểu một cách cặn kẽ, từ đó giải quyết tốt các vấn đề khó khăn. Tôi xin cám ơn tất cả các Thầy, Cô của Trường Đại học Điện lực đã hướng dẫn và giúp đỡ tôi hoàn thành khóa học. Đặc biệt là sự quan tâm của Ban giám hiệu Trường Đại học Điện lực và Lãnh đạo Tổng Công ty Điện lực Miền Nam đã tạo mọi điều kiện thuận lợi về cơ sở vật chất để tôi và các bạn cùng lớp có điều kiện học tốt. Tôi xin được cám ơn Ban giám đốc, trưởng các Phòng, Đội của Điện lực thành phố Vĩnh Long đã cung cấp đầy đủ số liệu để tôi thực hiện phần tính toán thực tế trong luận văn. Đồng thời hỗ trợ tôi rất nhiều trong công việc thu thập số liệu để thực hiện luận văn. Cuối cùng, tôi rất cảm ơn các đồng nghiệp, bạn bè, người thân và gia đình đã ủng hộ, tin tưởng và chia sẻ những thuận lợi, khó khăn cùng với tôi trong suốt thời gian tôi thực hiện luận văn. Luận văn này sẽ không thể nào hoàn thành nếu không có sự giúp đỡ của họ. Một lần nữa xin chân thành cám ơn! Trân trọng! Phạm Thị Lệ 2 LỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan luận văn là công trình nghiên cứu của riêng tôi dưới sự hướng dẫn của VS.GS.TSKH Trần Đình Long, tôi cũng xin cam đoan rằng mọi sự giúp đỡ cho việc thực hiện luận văn này đã được cám ơn và các thông tin trích dẫn trong luận văn này đã được chỉ rõ nguồn gốc. Tác giả Phạm Thị Lệ 3 MỤC LỤC LỜI CẢM ƠN ............................................................................................................................... 1 LỜI CAM ĐOAN ......................................................................................................................... 2 MỤC LỤC .................................................................................................................................... 3 DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT .............................................................................................. 6 DANH SÁCH CÁC BẢNG .......................................................................................................... 7 DANH SÁCH CÁC HÌNH VẼ ..................................................................................................... 8 MỞ ĐẦU .................................................................................................................................... 10 CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU VỀ LƯỚI ĐIỆN VÀ HIỆN TRẠNG TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRÊN LƯỚI ĐIỆN CỦA ĐIỆN LỰC THÀNH PHỐ VĨNH LONG ........................................ 13 1.1. Quá trình hình thành và phát triển lưới điện của Điện lực Thành phố Vĩnh Long giai đoạn (2004 – 2014) và định hướng 5 năm tới (2015 – 2020): ..................................... 13 1.1.1. Đường dây trung, hạ áp: ......................................................................................... 13 1.1.1.1. Đường dây trung áp: ........................................................................................... 13 1.1.1.2. Đường dây hạ áp:. ............................................................................................... 16 1.1.2. Trạm biến áp: .......................................................................................................... 18 1.1.2.1. Số lượng trạm biến áp: ........................................................................................ 20 1.1.2.2. Dung lượng trạm biến áp: ................................................................................. 21 1.1.3. Nhu cầu phụ tải: ...................................................................................................... 23 1.2. Hiện trạng tổn thất điện năng trên lưới điện TP Vĩnh Long: ............................... 25 1.2.1. Tổn thất kỹ thuật trên lưới 22kV: ........................................................................... 26 1.2.1.1. Một số nguyên nhân kỹ thuật gây tổn thất trên đường dây trung áp hiện hữu : . 26 1.2.1.2. Một số nguyên nhân kỹ thuật gây tổn thất qua TBA hiện hữu: .......................... 26 1.2.2. Tổn thất kỹ thuật trên lưới 0,4kV: .......................................................................... 27 1.2.3. Tổn thất thương mại: ............................................................................................... 28 1.2.3.1. Một số nguyên nhân do công tác quản lý của Điện lực: ..................................... 28 1.2.3.2. Một số nguyên nhân do khách hàng cố ý vi phạm:............................................ 28 1.3. Một số giải pháp đã được thực hiện để giảm tổn thất trên lưới điện của Điện lực TP Vĩnh Long: ....................................................................................................................... 30 1.3.1. Giải pháp kỹ thuật: .................................................................................................. 30 1.3.1.1. Về điện áp và chất lượng điện: ........................................................................... 30 1.3.1.2. Về công tác quản lý vận hành, xử lý sự cố: ........................................................ 30 1.3.1.3. Về công tác sửa chữa lớn, ĐTXD và vốn KfW: ................................................. 31 1.3.1.4. Về quản lý chất lượng vật tư thiết bị trên lưới điện: ........................................... 31 1.3.1.5. Về xử lý tổn hao trên MBA phân phối và trên dây dẫn điện: ............................. 31 1.3.2. Giải pháp thương mại: ............................................................................................ 32 4 1.3.2.1. Đối với khách hàng sử dụng điện qua trạm chuyên dùng: .................................. 32 1.3.2.2. Đối với trạm biến áp công cộng: ......................................................................... 33 1.3.2.3. Đối với khách hàng sử dụng điện: ..................................................................... 33 1.3.2.4. Đối với trường hợp hư hỏng công tơ: ................................................................. 34 CHƯƠNG 2 : CÁC PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRÊN LƯỚI ĐIỆN ........................................................................................................................................... 35 2.1. Phương pháp đo trực tiếp: ....................................................................................... 35 2.1.1. Sơ đồ đấu nối đồng hồ đo đếm tổn thất: ................................................................. 35 2.1.2. Cách xác định tổn thất điện năng theo đồng hồ đo đếm tổn thất: ........................... 35 2.2. Phương pháp đường cong tổn thất: ........................................................................ 36 2.3. Phương pháp thời gian tổn thất công suất cực đại: ............................................... 37 2.3.1. Phương pháp xác định theo τ: ................................................................................. 37 2.3.2. Phương pháp xác định theo τp và τq: ....................................................................... 39 2.3.3. Tính bằng phương pháp 2τ: .................................................................................... 39 2.4. Phương pháp hệ số phụ tải: ..................................................................................... 40 CHƯƠNG 3: GIỚI THIỆU CÁC PHẦN MỀM PHÂN TÍCH TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG ...... 43 3.1. Phần mềm CMIS: ..................................................................................................... 43 3.1.1. Khai báo chỉ số công tơ: ......................................................................................... 43 3.1.2. Lập lịch ghi chỉ số đầu nguồn: ................................................................................ 44 3.1.3. Khai báo điểm đo đầu nguồn: ................................................................................. 45 3.1.4. Treo tháo điểm đo đầu nguồn: ................................................................................ 46 3.1.5. Xây dựng cây tổn thất: ............................................................................................ 47 3.1.6. Xây dựng quan hệ điểm đo đầu nguồn: .................................................................. 48 3.1.7. Nhập chỉ số đầu nguồn:........................................................................................... 49 3.1.8. Tính sản lượng đầu nguồn: ..................................................................................... 50 3.1.9. Tính toán và báo cáo kết quả tổn thất: .................................................................... 50 3.2. Phần mềm PSS/ADEPT: .......................................................................................... 54 3.2.1. Tính toán trào lưu công suất: .................................................................................. 57 3.2.2. Tính toán tối ưu hóa vị trí bù (Capacitor placement optimization): ....................... 59 3.3. Ví dụ minh họa: ......................................................................................................... 63 3.3.1. Tính toán tổn thất trên tuyến trung áp 475-VL bằng chương trình CMIS: ............. 63 3.3.2. Tính toán tổn thất trên tuyến trung áp 475-VL bằng chương trình PSS/ADEPT: .. 65 CHƯƠNG 4 : CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRÊN LƯỚI ĐIỆN CỦA ĐIỆN LỰC THÀNH PHỐ VĨNH LONG ................................................................................... 69 4. 1. Mục tiêu định hướng giảm tổn thất điện năng của Điện lực Thành phố Vĩnh Long: ..................................................................................................................................... 69 4.1.1. Mục tiêu: ................................................................................................................. 69 5 4.1.2. Định hướng: ............................................................................................................ 69 4. 2. Cơ sở để đề xuất giải pháp giảm tổn thất điện năng: ............................................ 70 4. 3. Các giải pháp kỹ thuật: ............................................................................................ 71 4.3.1. Bù công suất phản kháng: ....................................................................................... 71 4.3.1.1. Tính dung lượng bù theo hệ số công suất: .......................................................... 71 4.3.1.2. Tính dung lượng bù theo phần mềm đọc trực tuyến Appmeter - Shortent: ........ 73 4.3.1.3. Giải pháp bù năm 2015 và giai đoạn 2016 - 2020 : ............................................ 74 4.3.2. Đặt đầu phân áp hợp lý tại các TBA: ...................................................................... 78 4.3.3. Bố trí mạch vòng hợp lý trên lưới 22kV: ................................................................ 79 4.3.3.1. Phương án khép vòng khi 2 MBA 110k–40MVA vận hành độc lập: ................. 79 4.3.3.2. Phương án khép vòng khi 2 MBA 110kV–40MVA vận hành song song: ......... 81 4.3.4. Xây dựng hạ tầng vận hành tiên tiến: ..................................................................... 82 4.3.5. Sửa chữa, cải tạo và xây dựng mới lưới điện:......................................................... 83 4.3.5.1. Tiêu chí sử dụng nguồn vốn sửa chữa lớn: ......................................................... 83 4. 4. Các giải pháp quản lý: .............................................................................................. 85 4.4.1. Quản lý hệ thống đo đếm điện năng: ...................................................................... 85 4.4.2. Quản lý thương mại: ............................................................................................... 86 4. 5. Phương pháp đánh giá hiệu quả của các dự án đầu tư: ........................................ 87 4.5.1. Quy đổi các chỉ tiêu kinh tế của dự án: ................................................................... 87 4.5.2. Các chỉ tiêu kinh tế thường dùng để đánh giá hiệu quả tài chính của dự án: ......... 88 4.5.3. Ví dụ minh họa: ...................................................................................................... 88 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ .................................................................................................... 92 TÀI LIỆU THAM KHẢO .......................................................................................................... 96 PHỤ LỤC : ................................................................................................................................ 98 6 DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT HTĐ : Hệ thống điện. HĐKD : Hoạt động kinh doanh. MBA : Máy biến áp. TBA : Trạm biến áp. TSĐL : Tài sản Điện lực. TSKH : Tài sản khách hàng. TTĐN : Tổn thất điện năng. TC C41 : Thanh cái C41. TC C42 : Thanh cái C42. REC : Recloser. LBS : Máy cắt phụ tải. LBFCO : Dao cắt tải. EVN : Tập đoàn Điện lực Việt Nam. SPC : Tổng công ty Điện lực Miền Nam. CTy : Công ty. ĐLTPVL : Điện lực thành phố Vĩnh Long. UBND : Uỷ ban nhân dân. TP : Thành phố. 7 DANH SÁCH CÁC BẢNG Bảng 1.1 : Chiều dài đường dây trung áp giai đoạn 2005-2014 (km) ............................. 14 Bảng 1.2 : Số liệu đường dây dự kiến phát triển giai đoạn 2015 – 2020 (km) ............... 16 Bảng 1.3 : Số liệu đường dây hạ áp giai đoạn 2005-2014 .............................................. 17 Bảng 1.4: Số liệu đường dây hạ áp dự kiến phát triển giai đoạn 2015-2020 (km).......... 18 Bảng 1.5: Số lượng trạm biến áp giai đoạn 2005 – 2014 (trạm) ..................................... 20 Bảng 1.6: Số lượng TBA dự kiến phát triển giai đoạn 2015-2020 (Trạm) ..................... 21 Bảng 1.7: Dung lượng trạm biến áp giai đoạn 2005 – 2014 (MVA) .............................. 21 Bảng 1.8: Dung lượng TBA dự kiến phát triển giai đoạn 2015-2020 (MVA) ................ 23 Bảng 1.9: Điện thương phẩm giai đoạn 2005 – 2014 (triệu kWh) ................................. 23 Bảng 1.10 : Dự kiến Điện năng giai đoạn 2015-2020 (triệu kWh) ................................. 25 Bảng 1.11: Tổn thất điện năng giai đoạn 2005 – 2014 (%) ............................................. 25 Bảng 3.1: Định nghĩa các thông số kinh tế được sử dụng trong chương trình ................ 60 Bảng 3.2: Kết quả tính toán tổn thất trên tuyến 475-VL bằng CMIS ............................. 65 Bảng 3.3: Kết quả tính toán tổn thất trên tuyến 475-VL bằng PSS/Adept ...................... 67 Bảng 4.1: So sánh đặc tính kinh tế - kỹ thuật của máy bù và tụ bù ................................. 72 Bảng 4.2 : Dung lượng bù trung áp năm 2015 và giai đoạn 2016 - 2020 ....................... 77 Bảng 4.3: Tỉ lệ mang tải của các tuyến trung áp thuộc thanh cái C41 ............................ 79 Bảng 4.4: Tỉ lệ mang tải của các tuyến trung áp thuộc thanh cái C42 ............................ 80 Bảng 4.5 : Sản lượng điện tăng của dự án sau khi hoàn thành (kWh) ............................ 88 Bảng 4.6 : Sản lượng điện dự kiến phát triển sau khi hoàn thành dự án (kWh) ............. 89 Bảng 4.7: Chi phí mua điện đầu nguồn khi phụ tải tăng thêm (triệu đồng) .................... 90 Bảng 4.8: Dòng tiền của dự án sau khi hoàn thành (triệu đồng) ..................................... 90 Bảng 4.9: Bảng tính lợi nhuận (NPV) (triệu đồng) ........................................................ 91 8 DANH SÁCH CÁC HÌNH VẼ Hình 1.1: Phát triển đường dây trung áp giai đoạn 2005-2014 ....................................... 15 Hình 1.2: Phát triển đường dây hạ áp giai đoạn 2005 - 2014 .......................................... 17 Hình 1.3: Các loại trạm biến áp phân phối ..................................................................... 19 Hình 1.4: Phát triển số lượng trạm biến áp giai đoạn 2005-2014.................................... 20 Hình 1.5: Phát triển dung lượng trạm biến áp giai đoạn 2005-2014 ............................... 22 Hình 1.6 : Tăng trưởng điện thương phẩm giai đoạn 2005-2014 .................................... 24 Hình 1.7: Các thành phần tổn thất điện năng giai đoạn 2005-2014 ................................ 25 Hình 1.8: Một số hình ảnh về vi phạm của khách hàng. ................................................. 29 Hình 2.1: Biểu đồ tổn thất điện năng ............................................................................... 36 Hình 3.1: Màn hình giao diện chức năng khai báo sổ ghi chỉ số ..................................... 43 Hình 3.2: Màn hình giao diện chức năng lập lịch ghi chỉ số đầu nguồn ......................... 44 Hình 3.3: Màn hình giao diện chức năng khai báo điểm đo đầu nguồn .......................... 45 Hình 3.4: Màn hình giao diện chức năng treo tháo điểm đo đầu nguồn ......................... 46 Hình 3.5: Màn hình giao diện chức năng xây dựng cây tổn thất ..................................... 47 Hình 3.6: Màn hình giao diện chức năng mối quan hệ điểm đo đầu nguồn .................... 48 Hình 3.7: Màn hình giao diện chức năng nhập chỉ số đầu nguồn ................................... 49 Hình 3.9: Màn hình giao diện chức năng báo cáo kết quả tính toán tổn thất .................. 51 Hình 3.10: Mẫu báo cáo tổn thất điện năng trạm công cộng ........................................... 51 Hình 3.11: Mẫu báo cáo tổn thất điện năng truyền tải và phân phối ............................... 52 Hình 3.12: Mẫu báo cáo tổn thất điện năng các xuất tuyến............................................. 52 Hình 3.13: Mẫu báo cáo tổn thất điện năng toàn đơn vị.................................................. 53 Hình 3.14: Mẫu báo cáo giao nhận điện năng và tổn thất lũy kế .................................... 53 Hình 3.15: Mẫu báo cáo giao nhận điện năng và tổn thất tháng ..................................... 54 Hình 3.16: Màn hình giao diện của chương trình PSS/ADEPT 5.0 ............................. 55 Hình 3.17: Diagram toolbar của chương trình PSS/ADEPT 5.0 .................................. 56 9 Hình 3.18: Các bước tính toán theo chương trình PSS/ADEPT 5.0 ............................. 57 Hình 3.19: Màn hình giao diện cài đặt các thông số ....................................................... 58 Hình 3.20: Diagram toolbar tạo nút của chương trình PSS/ADEPT 5.0 ...................... 58 Hình 3.21: Màn hình giao diện hiển thị trào lưu công suất ............................................. 59 Hình 3.22: Hộp thoại thiết đặt thông số trong CAPO ......................................................... 59 Hình 3.23: Hộp thoại cài đặt các tùy chọn trong CAPO ..................................................... 60 Hình 3.24: Lưu đồ thuật toán tối ưu hóa vị trí lắp đặt tụ bù ............................................ 63 Hình 3.25: Màn hình giao diện xây dựng cây tổn thất trong CMIS ................................ 64 Hình 3.26: Màn hình giao diện nhập chỉ số công tơ ........................................................ 64 Hình 3.27: Màn hình giao diện tính sản lượng đầu nguồn và thương phẩm ................... 65 Hình 3.28: Sơ đồ tuyến trung áp 475-VL đã được mô phỏng ......................................... 66 Hình 3.29: Màn hình giao diện để tính toán P và Q ........................................................ 66 Hình 4.1: Màn hình giao diện đọc thông số vận hành của Appmeter – Shortent ............ 74 Hình 4.2: Màn hình giao diện đọc thông số vận hành MBA110kV T1- Vĩnh Long ...... 75 Hình 4.3 : Màn hình giao diện đọc thông số vận hành MBA110kV T2- Vĩnh Long ..... 76 Hình 4.4: Phương án khép mạch vòng các tuyến trung áp thuộc thanh cái C41 ............. 80 Hình 4.5: Phương án khép mạch vòng các tuyến trung áp thuộc thanh cái C42 ............. 81 Hình 4.6: Phương án khép mạch vòng các tuyến trung áp thanh cái C41 và C42 .......... 82 10 MỞ ĐẦU Năng lượng, đặc biệt là điện năng đóng vai trò quan trọng trong quá trình phát triển kinh tế xã hội. Điện năng được sản xuất từ các dạng năng lượng khác nhau như: cơ năng của dòng nước, nhiệt năng của than đá, dầu mỏ các nhà máy điện thường được xây dựng tại nơi có các nguồn năng lượng để đảm bảo tính kinh tế và trong sạch về môi trường. Do đó, xuất hiện vấn đề tải điện đi xa và phân phối điện đến nơi tiêu thụ. Quá trình truyền tải và phân phối điện năng làm phát sinh tổn thất điện năng khá lớn, đây là một bộ phận cấu thành chi phí quan trọng của giá điện. Như vậy, giải pháp giảm tổn thất điện năng là một trong những mục tiêu hàng đầu của ngành điện Việt Nam nhằm giảm giá thành điện. Giảm tổn thất điện năng còn là một biện pháp quan trọng mang lại hiệu quả kinh tế cao không chỉ đối với ngành điện mà còn đối với toàn xã hội. 1. Tính cấp thiết của đề tài. Giảm tổn thất là một trong những mục tiêu quan trọng trong sản xuất kinh doanh điện. Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đặt mục tiêu phải giảm tỷ lệ tổn thất điện năng đến mức thấp nhất có thể. Cụ thể trong năm 2015 toàn hệ thống điện Việt Nam phải đạt mức tổn thất dưới 8,0%. Thực hiện mục tiêu của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, các đơn vị thành viên trực thuộc Tập đoàn đều phải có trách nhiệm giảm tổn thất điện năng trên phần lưới điện thuộc đơn vị quản lý. Đây cũng là một trong những biện pháp tối ưu hóa chi phí mà EVN đặt ra hiện nay và những năm tiếp theo. Do đó cần phải nghiên cứu, đưa ra các giải pháp giảm tổn thất điện năng phù hợp với từng khu vực của đơn vị. Trong những năm gần đây nhu cầu về điện tăng cao, trong khi đó hệ thống lưới điện đã vận hành lâu năm, xây dựng chắp vá chưa theo kịp quy hoạch, chưa đáp ứng được yêu cầu về chất lượng cung cấp điện dẫn đến tổn thất điện năng cao. Do vậy, cần thiết phải tính toán đưa ra các giải pháp giảm tổn thất tối ưu nhằm đáp ứng yêu cầu cung cấp điện an toàn, ổn định, liên tục và chất lượng tốt để phục vụ chính trị, an ninh quốc 11 phòng, phát triển kinh tế xã hội và nhu cầu sinh hoạt của nhân dân cả nước nói chung và trên địa bàn Thành phố Vĩnh Long nói riêng. Đó chính là lý do tôi chọn đề tài “Nghiên cứu một số giải pháp giảm tổn thất điện năng của Điện lực Thành phố Vĩnh Long” trong luận văn tốt nghiệp của mình. 2. Mục tiêu nghiên cứu đề tài. Mục đích của luận văn là nghiên cứu cơ sở lý thuyết, sử dụng một số phần mềm ứng dụng để phân tích tổn thất hiện tại trên lưới điện phân phối của Điện lực Thành phố Vĩnh Long. Đánh giá những ưu, khuyết điểm về các giải pháp giảm tổn thất điện năng mà Điện lực Thành phố Vĩnh Long đang áp dụng, từ đó sẽ đề xuất một số giải pháp giảm tổn thất điện năng một cách hữu hiệu nhằm giúp Điện lực Thành phố Vĩnh Long triển khai thực hiện hiệu quả hơn trong công tác giảm tổn thất điện năng trong những năm tiếp theo. 3. Phạm vi, đối tượng nghiên cứu đề tài. Phạm vi nghiên cứu của đề tài là toàn bộ lưới điện phân phối của Điện lực Thành phố Vĩnh Long. Đối tượng nghiên cứu là tổn thất điện năng trên lưới điện trung, hạ áp và trạm biến áp phân phối. 4. Phương pháp nghiên cứu đề tài. Các phương pháp được sử dụng trong đề tài là: Khảo sát, sử dụng các phần mềm CMIS và PSS/ADEPT để phân tích tổn thất, đánh giá thực trạng lưới điện, hiện trạng tổn thất tại lưới điện của Điện lực Thành phố Vĩnh Long. Từ đó phân tích đưa ra giải pháp giải quyết những vấn đề tồn tại. 5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn. Việc nghiên cứu và đề xuất các biện pháp giảm tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối sẽ góp phần quan trọng vào mục tiêu giảm tổn thất điện năng trong toàn hệ thống điện giúp cho ngành điện chủ động nâng cấp, cải tạo và mở rộng lưới điện hiện có, đề ra những biện pháp, phương thức vận hành hợp lý, khai thác lưới điện hiệu quả, giảm tổn thất điện năng trong quá trình truyền tải và phân phối đến mức thấp nhất để có 12 thể đáp ứng ngày càng tốt hơn những đòi hỏi về chất lượng điện năng đồng thời tiết kiệm chi phí đầu tư cho sản xuất, truyền tải và phân phối điện. 6. Bố cục của luận văn. Ngoài phần Mở đầu và Kết luận, nội dung của Luận văn được giới thiệu trong 4 chương: - Chương 1: Giới thiệu về lưới điện và hiện trạng tổn thất điện năng trên lưới điện của Điện lực Thành phố Vĩnh Long. - Chương 2: Các phương pháp xác định tổn thất điện năng trên lưới điện. - Chương 3: Giới thiệu các phần mềm phân tích tổn thất điện năng. - Chương 4: Các giải pháp giảm tổn thất điện năng trên lưới điện của Điện lực Thành phố Vĩnh Long. 13 CHƯƠNG 1 : GIỚI THIỆU VỀ LƯỚI ĐIỆN VÀ HIỆN TRẠNG TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRÊN LƯỚI ĐIỆN CỦA ĐIỆN LỰC THÀNH PHỐ VĨNH LONG 1.1. Quá trình hình thành và phát triển lưới điện của Điện lực Thành phố Vĩnh Long giai đoạn (2004–2014) và định hướng 5 năm tới (2015–2020): Lưới điện trung, hạ áp thuộc Điện lực Thành phố Vĩnh Long trong 10 năm qua (2004–2014) đã phát triển vượt bậc. Năm 2004 phụ tải của Điện lực Thành phố Vĩnh Long chỉ được cấp nguồn bởi TBA truyền tải 110kV – 2x25MVA (TBA 110kV Vĩnh Long), đến nay TBA truyền tải 110kV này đã được nâng lên 2x40MVA và đang đầy tải. Song song với sự phát triển của phụ tải thì khối lượng đường dây trung, hạ áp và TBA cũng phát triển theo để đáp ứng yêu cầu cung cấp và phân phối điện. 1.1.1. Đường dây trung, hạ áp : 1.1.1.1. Đường dây trung áp: Các đường dây trung áp thuộc Điện lực TP Vĩnh Long quản lý đều lấy nguồn từ TBA 110kV Vĩnh Long, gồm có 10 phát tuyến, trong đó có 8 phát tuyến đang vận hành và 2 phát tuyến dự phòng [8], cụ thể như sau: - Tuyến 471: Đây là tuyến đi trong nội ô TP Vĩnh Long cấp điện cho các phụ tải ưu tiên như: Tỉnh ủy, UBND Tỉnh, Bệnh viện, Đài truyền hình có tiết diện dây là 3xAsXV 185+A185, với chiều dài 9,14 km. - Tuyến 473: Dự phòng. - Tuyến 475: Đi trong nội ô TP Vĩnh Long cấp điện cho phường 2 và một phần phường 1. Đường dây có tiết diện dây là 3xAC240+AC240, với chiều dài 5,64 km. - Tuyến 477: Dự phòng. - Tuyến 479: Đi ven TP Vĩnh Long cấp điện cho phường 3, một phần phường 4, phường 5 và xã Thanh Đức huyện Long Hồ. Đường dây có nhiều tiết diện dây khác nhau là 3xAC240+AC240 (2,59km); 3xA240+336MCM (2,4km); cáp ngầm CXV240 14 (0,171km); 3xAC240+AC120 (3,2km); 3xA185+AC95 (2,08km), với tổng chiều dài 10,44km. - Tuyến 472: Đi trong nội ô TP Vĩnh Long cấp điện cho phường 2, phường 5 và một phần phường 1. Đường dây có nhiều tiết diện khác nhau trên đường trục, cụ thể là 3xAC240+AC240 (1,4km); 3xAC240+336MCM (1,11km); 3xAC185+AC120 (2,71km); cáp ngầm EXV 240 (0,36km); 3xAC185+AC120 (1,45km), với tổng chiều dài 7,03km. - Tuyến 474: Đi vùng ngoại ô TP Vĩnh Long cấp điện cho phường 8, các xã Trường An, Tân Ngãi. Đường dây có nhiều tiết diện khác nhau trên đường trục, cụ thể là 3xAC240+AC185 (1,86km); 3xAC240+AC120 (2,08km); 3xAC185+AC120 (4,16km), với tổng chiều dài 8,1km. - Tuyến 476: Đi bên phải Quốc lộ 1A hướng về TX Bình Minh, đồng thời cấp điện cho Khu công nghiệp Hòa Phú. Đường dây có tiết diện dây là 3xAC240+AC120, với chiều dài 12,06 km. - Tuyến 478: Đi bên trái Quốc lộ 1A hướng về TX Bình Minh, đồng thời cấp điện cho Khu công nghiệp Hòa Phú, có tiết diện dây là 3xAC185+AC95, với chiều dài 11,63km. - Tuyến 480 : Đi trong nội ô và ngoại ô TP Vĩnh Long cấp điện cho phường 2, phường 9 và các xã Trường An, Tân Ngãi, Tân Hòa, Tân Hội. Đường dây có nhiều tiết diện dây khác nhau là 3xAsXV185+336MCM (3,34km); 3xAC185+AC120 (1,35km); 3xAC185+2xAC120 (2,46km); 3xAC185+2xAC120 (2,71); 3xAC120+2xAC120 (3,39km), với tổng chiều dài 13,25km. Sơ đồ đơn tuyến lưới điện trung áp của Điện lực TP Vĩnh Long (xem phụ lục 1) Bảng 1.1: Chiều dài đường dây trung áp giai đoạn 2005-2014 (km) 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Tổng 231 237 243 247 248 251 256 262 266 269 TSĐL 218 222 227 229 230 232 237 243 246 248 TSKH 13 15 16 18 18 19 19 19 20 21 15 L(km) Năm Hình 1.1: Phát triển đường dây trung áp giai đoạn 2005-2014 a. Nhận xét: - Nhìn chung các phát tuyến trung áp 22kV Điện lực TP Vĩnh Long đang quản lý đều có bán kính ngắn, dài nhất chỉ 13,24km. Dây dẫn có tiết diện lớn là 240mm2, 185mm2, tuy nhiên một số đoạn còn sử dụng dây tiết diện 120mm2, 95mm2. - Trên đường trục của một số phát tuyến 479, 472, 474, 480 có nhiều tiết diện khác nhau. - Hai máy cắt của phát tuyến 473 và 477 còn ở chế độ dự phòng, chưa được xây dựng đường dây trung áp 22kV để đấu nối. - Khối lượng đường dây gần như được lắp đầy, do đó tỉ lệ phát triển hàng năm thấp. Sau 10 năm khối lượng đường dây tăng trưởng chỉ 16,45%, trong đó khối lượng đường dây thuộc tài sản Điện lực tăng 13,76 % và tải sản khách hàng tăng 61,54%. - Khối lượng đường dây thuộc tài sản khách hàng tuy tăng với tỉ lệ cao hơn đường dây của Điện lực, nhưng chiếm tỉ trọng rất thấp chỉ 7,81%. b. Định hướng phát triển lưới điện trung áp giai đoạn 2015 - 2020: Giai đoạn 2015–2020 khối lượng đường dây trung áp tiếp tục tăng, nhưng tỷ lệ tăng không cao, cụ thể như sau [23]: - Cuối năm 2015, TBA 110kV khu công nghiệp Hòa Phú sẽ đưa vào vận hành, do đó khối lượng đường dây trung áp xây dựng mới khoảng 5,4km. Đồng thời cải tạo lưới điện tiếp nhận đề án giảm sự cố vốn vay Ngân hàng tái thiết Đức (KfW) khoảng 2,5km. 16 Đường dây trung áp thuộc tài sả... ứng với Pi, cách làm này mất nhiều thời gian và tính toán phức tạp. - Biểu đồ phụ tải được xây dựng trên cơ sở đo đếm, khi ứng dụng thực tế do đo đếm không đồng thời nên ít chính xác. - Không sử dụng được cho mọi lưới điện vì mỗi lưới có một đường cong tổn thất công suất đặc trưng. 2.3. Phương pháp thời gian tổn thất công suất cực đại [5]: 2.3.1. Phương pháp xác định theo τ: Đây là phương pháp đơn giản và sử dụng thuận tiện nhất. Trong các trạng thái, ta chọn trạng thái có ΔP lớn nhất và tính tổn thất ở trạng thái này, tổn thất tương đương gây ra bởi dòng điện cực đại chạy trong mạng với thời gian tổn thất cực đại theo công thức : 2 -3 ∆A = 3I max.R.10 τ = ΔPmax.τ (2.2) Trong đó: Imax – Dòng điện cực đại chạy trong mạng (A). τ – Thời gian tổn thất công suất cực đại, tức là nếu mạng điện liên tục tải Imax hay Pmax trong khoảng thời gian này thì sẽ gây ra tổn thất điện trong mạng vừa đúng bằng tổn thất trên thực tế. 38 Phương pháp này cũng gặp trở ngại là thời gian tổn thất cực đại thay đổi phụ thuộc vào tính chất phụ tải, hệ số công suất, thời gian sử dụng công suất cực đại v.v Vì vậy việc tính toán tổn thất điện năng theo công thức (2.2) cũng mắc sai số lớn. Giá trị thời gian tổn thất cực đại được xác định theo đồ thị phụ tải như sau : T P2 t.dt  T I2 .dt 1 τ  0  t  I2.Δt (h) (2.3) 2  2 2  i i Pmax 0 Imax Imax τ không phải bao giờ cũng có thể xác định được một cách dễ dàng, do đó trong thực tế khi không có đồ thị phụ tải người ta áp dụng một số công thức thực nghiệm để tính τ một cách gần đúng sau đây: Công thức Kenzevits: -4 2 τ = (0,124 + Tmax.10 ) .876 (h) (2.4) Trong đó: Tmax : Thời gian sử dụng công suất cực đại (h). A Tmax = (2.5) Pmax Công thức Vanlander: 2 T  T  P  τ  2T  T  max 1 min  (h) (2.6) max T 2P  P  1 max  min  max  T Pmax T : Thời gian khảo sát. Khi sử dụng phương pháp này ta coi đồ thị phụ tải của công suất tác dụng và công suất phản kháng đồng thời cực đại, giả thiết này dẫn đến sai số lớn trong tính toán. Ngoài ra, phương pháp này không được sử dụng để tính toán khi điện trở của đường dây thay đổi ví dụ như dây thép. a. Ưu điểm: - Tính toán đơn giản. - Giá trị Imax hay Pmax xác định bằng tính toán hoặc đo đếm. 39 - Nếu một đường dây cấp điện cho các trạm tiêu thụ có tính chất giống nhau thì khối lượng đo đếm không lớn. - Cho biết tình trạng làm việc của toàn lưới, xác định được phần tử nào làm việc không kinh tế. b. Nhược điểm: - Việc xác định chính xác giá trị τ rất khó nếu không có đồ thị phụ tải. - Khi không có đồ thị phụ tải ta phải xác định τ theo Tmax thông qua các công thức thực nghiệm dẫn đến kết quả tính toán có sai số lớn. - Trên lưới điện có nhiều phụ tải để xác định được giá trị của τ ứng với nhiều phụ tải sẽ tốn rất nhiều công sức và thời gian. 2.3.2. Phương pháp xác định theo τp và τq: - Để giảm bớt sai số khi tính toán tổn thất điện năng cần phải xét đến hình dáng của đồ thị phụ tải, hệ số công suất và trong một ngày đêm giá trị cực đại công suất tác dụng và phản kháng có xảy ra đồng thời không. - Để xét đến điều kiện trên người ta dùng phương pháp xác định tổn thất điện năng theo τp và τq. - Trong công thức ∆A = ΔPmax.τ tổn thất công suất cực đại được phân tích thành hai thành phần ΔPp (tổn thất do công suất tác dụng P gây ra) và ΔPq (tổn thất do công suất phản kháng Q gây ra). Thời gian tổn thất công suất cực đại τ cũng được phân tích thành τp, τq. Khi đó tổn thất điện năng được xác định theo công thức: ΔA = ΔPp.τp + ΔPq.τq (2.7) - Khó khăn đối với phương pháp này là đồ thị công suất phản kháng ít khi được xây dựng nên phương pháp này ít được sử dụng. 2.3.3. Tính bằng phương pháp 2τ: - Để tính theo phương pháp này người ta xét đến trạng thái phụ tải cực đại và cực tiểu. Trong đồ thị phụ tải ngày đêm người ta chia làm hai phần theo khoảng thời gian tmax và tmin, tmax là khoảng thời gian phần đồ thị có công suất cực đại, tmin là phần thời gian còn lại trên đồ thị phụ tải tương ứng với phần có công suất cực tiểu. - Điện năng tiêu thụ trong một ngày đêm Anđ có thể viết theo công thức: 40 Anđ = Pmax.tmax + Pmin.tmin (2.8) Trong đó: tmax + tmin = 24 giờ Suy ra: A nd  24Pmin t max  (2.9) Pmax  Pmin t min  24  t max (2.10) - Ta sử dụng mỗi phần đồ thị đó theo nguyên tắc diện tích tương tự như ta xác định được thời gian tổn thất công suất của mỗi phần đồ thị. tmax 2 2 Pmax . max   Pi .ti 1 Từ điều kiện : tmin 2 2 Pmin . min   Pj .t j 1 2 2 Ta coi cosφ = const và P i trùng S i khi đó ta có: 2 tmax  P   i   max    .ti 1  Pmax  2 tmin  P   j   min    .t j 1  Pmax  Từ đó: ∆Anđ = ΔPmax.τmax + ΔPmin.τmin 2  A   tbnd  Vậy: ΔA  ΔA nd.  .T (2.11)  And  Atbnđ - điện năng ngày đêm trung bình để tính toán. Anđ - điện năng ngày đêm của ngày chọn để tính toán. 2.4. Phương pháp hệ số phụ tải [15]: - Hệ số tải (Load factor): Là tỉ số giữa công suất trung bình trên công suất cực đại của đồ thị phụ tải (ký hiệu LF). P A LF  tb  T (2.12) Pmax Pmax .T Trong đó: AT: Điện năng cung cấp trong thời gian T. 41 - Hệ số tổn thất (Loss factor): Là tỉ số giữa tổn thất công suất trung bình trên tổn thất công suất lớn nhất ứng với công suất phụ tải cực đại (ký hiệu LsF) ∆. P A LsF  tb  T (2.13) Pmax Pmax .T Trong đó: Δ AT: Tổn thất điện năng trong thời gian T (ví dụ 1 năm). - Quan hệ giữa Tmax, τ với LF và LsF: Từ định nghĩa LF và LsF có thể suy ra những mối quan hệ sau: T LF  max (2.14) T  LsF  (2.15) T Đối với đường dây một phụ tải: P I2 LsF  tb  tbbq 2 (2.16) Pmax I max Trong đó: Itpbp: Dòng điện trung bình bình phương. T 1 I  I2 .dt (2.17) tbbp T  t 0 - Quan hệ giữa LF và LsF được xây dựng dưới dạng các hàm thực nghiệm cho các loại lưới điện và phụ tải khác nhau. Nhìn chung ta có LF2 < LsF < LF Một số hàm thực nghiệm hay được sử dụng: LsF = c.LF + (1 – c) . LF2 (2.18) Trong đó: c = 0,3 : Đối với lưới truyền tải. c = 0,15 : Đối với lưới phân phối. Ở Anh và Úc sử dụng công thức: LsF = 0,2LF + 0,8 LF2 (2.19) 42 Ở Mỹ sử dụng công thức: LsF = 0,3LF + 0,7 LF2 (Đối với đô thị) (2.20) LsF = 0,16LF + 0,84 LF2 (Đối với nông thôn) (2.21) - Tính toán tổn thất điện năng theo hệ số tổn thất: Từ (2.13) có thể suy ra: ∆AT = ΔPmax . T . LsF (2.22) Trong đó hệ số tổn thất có thể được tính từ các quan hệ thực nghiệm theo hệ số tải bởi công thức (2.18). Tóm tắt chương 2: Chương này đã xem xét các phương pháp tính toán tổn thất điện năng, mỗi phương pháp tính toán sẽ phù hợp với đặc điểm của từng loại lưới điện. Kết quả khảo sát ở chương 2 sẽ giúp chúng ta có cơ sở để lựa chọn phần mềm ứng dụng thích hợp cho các tính toán cụ thể ở chương 3. 43 CHƯƠNG 3: GIỚI THIỆU CÁC PHẦN MỀM PHÂN TÍCH TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG 3.1. Phần mềm CMIS:  Khai báo dữ liệu khởi tạo như: Khai báo các sổ ghi chỉ số đầu nguồn và lập lịch cho các sổ, khai báo danh mục xuất tuyến và trạm của Điện lực quản lý.  Xây dựng cây tổn thất ứng với lưới điện cấp Điện lực quản lý.  Khai báo các điểm đo đầu nguồn.  Nhập chỉ số định kỳ hàng tháng, nhập các biến động treo tháo công tơ cho điểm đo đầu nguồn.  Sau khi hàng tháng nhập chỉ số định kỳ của các sổ đầu nguồn xong thì thực hiện bước tính sản lượng đầu nguồn, tổng hợp thương phẩm và tổng hợp dữ liệu báo cáo.  Vào chức năng Báo cáo tổn thất phân tích để thực hiện in báo cáo. 3.1.1. Khai báo chỉ số công tơ: Hình 3.1: Màn hình giao diện chức năng khai báo sổ ghi chỉ số 44 - Dùng để cập nhật sổ ghi chỉ số đầu nguồn bao gồm các tính năng thêm, sửa, xóa, tìm kiếm, cập nhật trạng thái hết hiệu lực. - Các thông tin cần khai báo: Mã sổ ghi chỉ số, Tên sổ ghi chỉ số, Số kỳ (Số lần ghi điện trong 1 tháng của sổ), Ngày ghi (ngày ghi điện của sổ, nếu có nhiều kỳ thì cách nhau bởi dấu ;), Mã tổ phường, Ngày hiệu lực sổ, Tình trạng sổ (cho biết sổ còn hay hết hiệu lực). Hiện tại đã khai báo 03 loại nhóm sổ: - Sổ giao nhận điện đầu nguồn ranh giới: Để cập nhật chỉ số công tơ nhận điện từ trạm 110kV Vĩnh Long, nhập chỉ số giao nhận của các công tơ ranh giới với các Điện lực Long Hồ, Mang Thít, Tam Bình, Bình Minh. Các chỉ số này đều được đo ghi từ xa. Các chỉ số này phục vụ cho việc tính toán tổn thất cấp đơn vị Điện lực. - Sổ ghi chỉ số các xuất tuyến: Để cập nhật chỉ số các xuất tuyến trung áp từ trạm 110kV Vĩnh Long, sử dụng cho việc tính toán tổn thất trung áp. - Sổ ghi chỉ số trạm công cộng: Cập nhật chỉ số các trạm công cộng, ngày ghi chỉ số công tơ trạm công cộng phải trùng với ngày ghi chỉ số các khách hàng trong trạm. Loại sổ này sử dụng cho việc tính toán tổn thất hạ áp. 3.1.2. Lập lịch ghi chỉ số đầu nguồn: Hình 3.2: Màn hình giao diện chức năng lập lịch ghi chỉ số đầu nguồn 45 - Mỗi sổ ghi chỉ số đầu nguồn thường được ghi vào một ngày cố định hàng tháng. Phục vụ cho công tác nhập chỉ số đầu nguồn, đầu mỗi tháng đơn vị cần thực hiện lập lịch ghi chỉ số cho tất cả các sổ, tức là xác định trong tháng đó sổ sẽ được ghi chỉ số vào những ngày nào. - Chức năng lập lịch ghi chỉ số đầu nguồn có thể thực hiện: Lập lịch ghi chỉ số cho tháng hiện tại và tháng kế tiếp, hủy lịch ghi chỉ số, sửa lịch ghi chỉ số, in lịch ghi chỉ số. 3.1.3. Khai báo điểm đo đầu nguồn: Hình 3.3: Màn hình giao diện chức năng khai báo điểm đo đầu nguồn - Cho phép bộ phận Quản lý tổn thất thực hiện khai báo các điểm đo đầu nguồn. - Chức năng khai báo hệ điểm đo đầu nguồn có thể thực hiện: Khai báo điểm đo đầu nguồn đồng thời tạo quan hệ điểm đo đầu nguồn với phần tử điện (trạm trung gian, xuất tuyến, ranh giới, thương phẩm lẻ, tự dùng trung gian, trạm công cộng, trạm chuyên dùng, nhánh rẽ, phân đoạn, thương phẩm lẻ hạ áp). Mô tả chi tiết các mục thông tin: - Mã đơn vị quản lý: Mã đơn vị quản lý của đơn vị đang thao tác. - Mã điểm đo: Mã điểm đo đầu nguồn (hệ thống tự cấp mã). 46 - Mã điểm đo liên kết: Mã điểm đo liên kết từ cấp dưới. - Sổ GCS: Mã sổ ghi chỉ số đầu nguồn. - Ngày thực hiện: Ngày khai báo điểm đo. - Loại điểm đo: Chọn loại điểm đo (loại công tơ và loại thời gian bán điện). - Tên điểm đo: Tên điểm đo khai báo. - Quan hệ cây Tổn thất: Quan hệ cây tổn thất điện (trạm trung gian, xuất tuyến,ranh giới, thương phẩm lẻ, tự dùng trung gian, trạm công cộng, trạm chuyên dùng, nhánh rẽ, phân đoạn, thương phẩm lẻ hạ áp). - Gắn lên cây Tổn thất: Điểm đo có gắn lên cây tổn thất hay không. - Sở hữu đo đếm: Đơn vị có sở hữu công tơ hay không. - Tổ quản lý: Mã tổ quản lý. - Trạm: Mã trạm gắn điểm đo. - Xuất tuyến: Mã xuất tuyến gắn điểm đo. - Cấp điện áp: Cấp điện áp của điểm đo. - Công suất: Công suất của điểm đo. - Mã khu vực: Mã khu vực của điểm đo; STT: Số thứ tự của điểm đo. - Số pha: Số pha của điểm đo. 3.1.4. Treo tháo điểm đo đầu nguồn: Hình 3.4: Màn hình giao diện chức năng treo tháo điểm đo đầu nguồn 47 - Cho phép thực hiện treo tháo thiết bị đo đếm sau khi đã thi công treo tháo công tơ, TI, TU cho điểm đo đầu nguồn. - Các thông tin liên quan đến treo tháo thiết bị đo đếm cho điểm đo đầu nguồn là: Số biên bản treo tháo, Ngày treo tháo, Người thực hiện, Chỉ số tháo, Sản lượng truy thu, Số công treo, Chỉ số treo, Hệ số nhân của thiết bị đo đếm, Nhân viên kẹp chì, Số cột, Mã chì bóc, Mã chì hộp. 3.1.5. Xây dựng cây tổn thất: Hình 3.5: Màn hình giao diện chức năng xây dựng cây tổn thất - Cho phép bộ phận Quản lý tổn thất thực hiện xây dựng cây tổn thất tương ứng mô hình lưới điện tại đơn vị. - Chức năng xây dựng cây tổn thất có thể thực hiện: Hiển thị cây tổn thất của đơn vị, thêm mới phần tử lưới gốc, thêm mới các phần tử lưới con, sửa thông tin các phần tử lưới, xóa các phần tử lưới trên cây. a. Chi tiết các mục thông tin: - Ngày hiệu lực: Ngày hiệu lực phần tử lưới gắn lên cây tổn thất. - Trạm/Xtuyến: Phần tử lưới thuộc trạm hay xuất tuyến. - Mã phần tử điện: Mã phần tử lưới. - Trạng thái: Trạng thái phần tử lưới. 48 - In báo cáo: Loại in báo cáo của phần tử (có 3 loại: Không in báo cáo, in trên báo cáo tổn thất phần tử, in trên các báo cáo tổn thất). - Thứ tự: Thứ tự hiển thị trên lưới. - Tổ quản lý: Mã tổ quản lý phần tử lưới. - Tính chẩt: Tính chất phần tử lưới. - Nút cha: Mã nút cha gắn phần tử lưới mới. b. Các chú ý khi thao tác: - Khai báo tuần tự theo mô hình 1 sợi: Khai báo nút gốc trước, sau đó khai báo các nút trung gian rồi tới nút lá. Đảm bảo nguyên tắc một nút con tại một thời điểm chỉ có 1 nút cha. - Quy tắc khai báo: o Trạm trung gian – xuất tuyến tổng – xuất tuyến con – trạm công cộng/chuyên dùng. o Xuất tuyến ranh giới – trạm công cộng/chuyên dùng. - Không sử dụng xuất tuyến hay trạm nữa thì chọn trạng thái: ngưng sử dụng. 3.1.6. Xây dựng quan hệ điểm đo đầu nguồn: Hình 3.6: Màn hình giao diện chức năng mối quan hệ điểm đo đầu nguồn 49 Cho phép bộ phận Quản lý tổn thất thực hiện xây dựng quan hệ điểm đo đầu nguồn và phần tử lưới điện để xác định đo đếm đầu nguồn là đo đếm cho vị trí nào, nhằm xác định sản lượng đầu nguồn khi tính tổn thất. Chi tiết các mục thông tin: - Mã điểm đo: Mã điểm đo gắn phần tử lưới. - In báo cáo: Loại in báo cáo - Tính chất: Tính chất điểm đo. - Ngày hiệu lực: Ngày hiệu lực của quan hệ điểm đo. - Trạng thái: Trạng thái điểm đo. - Mã đơn vị giao nhận: Mã đơn vị giao nhận. - Hệ số K giao: Hệ số K giao. - Chiều GN: Chiều giao nhận. - Hệ số K nhận: Hệ số K nhận. - Bán thẳng: Là điểm đo bán thẳng. - TChất GNhận CNhận: Tính chất giao nhận chiều nhận. - TChất GNhận Cgiao: Tính chất giao nhận chiều giao. 3.1.7. Nhập chỉ số đầu nguồn: Hình 3.7: Màn hình giao diện chức năng nhập chỉ số đầu nguồn 50 Chức năng này cho phép bộ phận Chỉ số đầu nguồn thực hiện cập nhật chỉ số mới của điểm đo đầu nguồn và tình trạng của công tơ theo từng kỳ. 3.1.8. Tính sản lượng đầu nguồn: Hình 3.8: Màn hình giao diện chức năng tính sản lượng đầu nguồn Cho phép bộ phận quản lý Tổn thất, tính sản lượng hoặc huỷ tính sản lượng đầu nguồn theo sổ GCS hoặc theo ngày GCS. - Thao tác: sau khi lấy được thông tin yêu cầu và chọn dữ liệu trên lưới thì thực hiện bấm nút “Tính sản lượng” để tính và ghi dữ liệu. 3.1.9. Tính toán và báo cáo kết quả tổn thất: Kết xuất các báo cáo tổn thất toàn đơn vị, tổn thất phần trung áp, tổn thất phần hạ áp, giao nhận điện năng chi tiết. 51 Hình 3.9: Màn hình giao diện chức năng báo cáo kết quả tính toán tổn thất a. Tổn thất trạm công cộng: Hình 3.10: Mẫu báo cáo tổn thất điện năng trạm công cộng 52 b. Tổn thất điện năng truyền tải và phân phối: Hình 3.11: Mẫu báo cáo tổn thất điện năng truyền tải và phân phối c. Tổn thất điện năng các xuất tuyến: Hình 3.12: Mẫu báo cáo tổn thất điện năng các xuất tuyến 53 d. Báo cáo tổn thất toàn đơn vị: Hình 3.13: Mẫu báo cáo tổn thất điện năng toàn đơn vị e. Báo cáo giao nhận điện năng và tổn thất lũy kế: Hình 3.14: Mẫu báo cáo giao nhận điện năng và tổn thất lũy kế 54 f. Báo cáo giao nhận điện năng và tổn thất tháng: Hình 3.15: Mẫu báo cáo giao nhận điện năng và tổn thất tháng 3.2. Phần mềm PSS/ADEPT: Phần mềm PSS/ADEPT (Power System Simulator/Advanced Distribution Engineering Productivity Tool) là phần mềm tiện ích mô phỏng hệ thống điện và là công cụ phân tích lưới điện phân phối với các chức năng sau: 1. Tính toán trào lưu công suất. 2. Tính toán ngắn mạch tại một hay nhiều điểm tải. 3. Phân tích bài toán khởi động động cơ. 4. Tối ưu hóa việc lắp đặt tụ bù (đóng cắt và cố định) (CAPO). 5. Bài toán phân tích sóng hài. 6. Phối hợp bảo vệ. 7. Phân tích điểm mở tối ưu (TOPO). 8. Phân tích độ tin cậy lưới điện. Phần mềm PSS/ADEPT giúp phân tích và tính toán lưới điện phân phối, tính toán và hiển thị các thông số về dòng điện (I), công suất (P, Q) của đường dây, đánh giá tình trạng mang tải của tuyến đường dây thông qua chức năng Load Flow Analysis. Cho biết 55 các thông số về tổn thất công suất của từng tuyến dây từ đó có phương án bù công suất phản kháng để giảm tổn thất thông qua chức năng CAPO. - PSS/ADEPT tính toán dòng ngắn mạch ba pha, một pha chạm đất có tính đến thành phần tổng trở đất, ngắn mạch hai pha, ngắn mạch hai pha chạm đất của tất cả các trường hợp cho từng tuyến dây thông qua chức năng Fault, Fault all. - TOPO (chọn điểm nút tối ưu): Chương trình cho biết điểm mở tối ưu cấu hình của lưới điện. - Motor Starting (khởi động động cơ): Chương trình cho biết các thông số như độ sụt áp, tổn thất công suất có ảnh hưởng như thế nào đến tuyến dây đó nếu tuyến dây đó có đặt động cơ (đồng bộ hay không đồng bộ) với công suất lớn. - Ngoài ra chương trình còn có một số chức năng phân tích sóng hài (harmonic), phối hợp bảo vệ (coordination). Equiment List Main Menu Diagram Toolbar View View Progress View Diagram View Status Bar Hình 3.16: Màn hình giao diện của chương trình PSS/ADEPT 5.0 56 - Main Menu: Là chương trình đơn chính dùng để truy cập tất cả các chức năng ứng dụng của PSS/ADEPT. - Diagram View: Là vùng thể hiện sơ đồ hệ thống điện bằng các biểu tượng đồ họa, hay còn gọi là vùng mô phỏng hệ thống điện. Ngoài ra, có thể xem kết quả phân tích trong vùng này. - Progress View: Hiển thị tất cả các thông báo trong quá trình chạy chương trình. Các thông bào này là các thông điệp cảnh báo hoặc báo lỗi về các kích hoạt đã chọn, hoặc các thông điệp về quá trình phân tích. Progress View cũng hiển thị chi tiết tiến trình hội tụ của bài toán phân bổ công suất, tính toán ngắn mạch và khởi động động cơ. - Status Bar: Thanh trạng thái cho biết các thông tin trạng thái khác nhau khi sử dụng PSS/ADEPT. - Equiment List View: Là vùng xem danh sách các thiết bị. Trong đó mục Network trình bày có thứ bậc các thiết bị trong sơ đồ mạng điện. - Diagram Toolbar: Gồm có nút chọn Select và các thiết bị dùng để vẽ sơ đồ hệ thống điện. Sử dụng Diagram Toolbar để chọn và đặt thiết bị vào đúng vị trí trong sơ đồ một cách dễ dàng. Hình 3.17: Diagram toolbar của chương trình PSS/ADEPT 5.0 - Mô phỏng: Sơ đồ áp dụng triển khai PSS/ADEPT như sau: 57 Thiết lập thông số mạng lưới Program, network settings Tạo sơ đồ Creating digrams Chạy 8 bài toán phân tích Power System Analysis Báo cáo Reports, diagrams Hình 3.18: Các bước tính toán theo chương trình PSS/ADEPT 5.0 Trong nội dung áp dụng của Luận văn này chỉ sử dụng các chức năng sau: 1. Tính toán trào lưu công suất. 2. Tối ưu hóa việc lắp đặt tụ bù. 3.2.1. Tính toán trào lưu công suất: Tính toán trào lưu công suất được thực hiện theo ba bước sau: - Bước 1: Cài đặt các tùy chọn của chương trình về tính toán trào lưu công suất. - Bước 2: Lập sơ đồ và các thông số của các phần tử trên sơ đồ. - Bước 3: Tính toán trào lưu công suất và xuất kết quả ra màn hình. a. Bước 1: Cài đặt các thông số cơ bản của lưới điện cần tính toán như: Điện áp cơ sở (base Voltage), công suất cơ sở (base kVA) và tần số hệ thống. - Circuit ID: Đặt tên lưới điện (từ 1 đến 8 ký tự). - Peak curent (A): khai báo dòng tải cực đại của lưới điện. - Input voltage type: Chọn điện áp dây (line to line) hay điện áp pha (line to neutral). - Set base kVA to 100.000 kVA. - Set base voltage to kV: Bằng điện áp nút đầu cực máy phát (nút cân bằng). - Set frequency: Chọn tần số lưới điện 50 Hz. 58 Hình 3.19: Màn hình giao diện cài đặt các thông số b. Bước 2: Lập sơ đồ và nhập các thông số của các phần tử trên sơ đồ. - Tạo nút: Chương trình PSS/ADEPT có 3 loại nút: vertical, horizontal và point. Trên thanh Toolbar sẽ cho phép người sử dụng tự chọn theo từng loại nút để vẽ sơ đồ lưới điện cho phù hợp. horizontal vertical point Hình 3.20: Diagram toolbar tạo nút của chương trình PSS/ADEPT 5.0 - Tạo Shunt thiết bị: Shunt thiết bị luôn luôn kết nối với một nút. Nút phải thiết lập trước, trước khi gắn shunt thiết bị vào nút. PSS/ADEPT cung cấp 6 loại shunt thiết bị như sau: Tải, nguồn, động cơ, tụ bù ngang, tụ bù dọc và sự cố. - Tạo nhánh: Một nhánh được kết nối từ 2 nút. Nút phải có trước khi tạo nhánh. PSS/ADEPT cung cấp 4 loại nhánh như sau: đường dây/cáp, DCL, MBA, tụ bù dọc. Theo trình tự các bước như trên người sử dụng chọn các nút, nhánh, nguồn trên thanh Toolbar để vẽ sơ đồ lưới điện tính toán từ sơ đồ lưới điện thực tế lên màn hình PSS/ADEPT. c. Bước 3: Tính toán trào lưu công suất và xuất kết quả tính toán ra màn hình hoặc máy in. 59 Hình 3.21: Màn hình giao diện hiển thị trào lưu công suất 3.2.2. Tính toán tối ưu hóa vị trí bù (Capacitor placement optimization): Tối ưu hóa vị trí lắp đặt tụ bù trên lưới sao cho kinh tế nhất (nghĩa là sao cho số tiền tiết kiệm được từ việc đặt tụ bù lớn hơn số tiền phải bỏ ra để lắp đặt tụ bù). CAPO chọn nút cho tụ bù thứ n để số tiền tiết kiệm được là lớn nhất. Các bước thực hiện khi tính toán vị trí bù tối ưu trên lưới điện: a. Bước 1: Định nghĩa các thông số trong tính toán tối ưu hóa vị trí đặt tụ bù, sử dụng Hộp thoại thiết đặt thông số trong CAPO. Hình 3.22: Hộp thoại thiết đặt thông số trong CAPO 60 b. Bước 2: Cài đặt các tùy chọn cho bài toán tính toán tối ưu vị trí bù tại thẻ CAPO. Hình 3.23: Hộp thoại cài đặt các tùy chọn trong CAPO c. Bước 3: Chạy bài toán tính toán tối ưu vị trí bù và xuất kết quả tính toán. Bảng 3.1: Định nghĩa các thông số kinh tế được sử dụng trong chương trình Thông số Định nghĩa - Giá điện năng tiêu thụ /kWh. - Giá tiền phải trả cho lượng điện năng tiêu thụ. - Giá tiền phải trả cho lượng điện năng phản - Giá điện năng tiêu thụ /kVArh. kháng tiêu thụ. - Giá công suất tác dụng lắp đặt - Giá tiền phải trả cho lượng công suất tác dụng /kW. lắp đặt. - Giá công suất phản kháng lắp đặt/ - Giá tiền phải trả cho lượng công suất phản kVAr. kháng lắp đặt. - Tỷ số hàng năm cần thêm vào để tính đến sự - Tỷ số trượt giá (pu/year). lạm phát khi chuyển đổi tiền (dolar, đồng) về cùng một thời điểm lúc chương trình tính toán. - Tỷ số lạm phát (pu/year). - Giá trị tiền (dolar, đồng) thay đổi hàng năm. - Khoảng thời gian được sử dụng trong bài toán - Thời gian tính toán (years). phân tích kinh tế, tính hàng năm. 61 - Giá lắp đặt cho tụ bù cố định và - Số tiền phải trả tính trên kVAr để lắp đặt dải đóng cắt tự động (đ/kVAr). tụ bù cố định và hoặc đóng cắt tự động. - Tỷ giá bảo trì tụ bù cố định và - Tỷ lệ giá tính trên kVAr-năm cần để bảo trì đóng cắt tự động %/kVAr-năm). dải tụ bù cố định và/hoặc tự động. Giải thích các thông số kinh tế được sử dụng trong quá trình tính toán vị trí đặt tụ bù tối ưu: - Giá điện năng tiêu thụ (cP) tính bằng đơn vị /kWh. Ở Mỹ thường sử dụng đơn vị tiền tệ là dollar, tuy nhiên cả PSS/ADEPT và CAPO đều không bắt buộc đơn vị tiền tệ phải sử dụng, chúng ta có thể sử dụng bất cứ đơn vị tiền tệ nào miễn sao đảm bảo tính nhất quán giữa các biến số. - Giá điện năng phản kháng tiêu thụ (cQ) cũng có đơn vị tuỳ chọn giống với giá điện năng tiêu thụ. Giá trị này (cũng như các giá trị khác) sẽ được đặt là 0 nếu không có giá trị trên thực tế. - Giá công suất tác dụng lắp đặt (dP) là giá của công suất phát phải trả để thay thế tổn hao hệ thống. Hiện tại CAPO không sử dụng giá trị này. - Giá công suất phản kháng lắp đặt (dQ) giống với giá công suất tác dụng lắp đặt. Hiện tại CAPO cũng không sử dụng giá trị này. - Tỷ số trượt giá (r) được sử dụng để quy đổi số tiền tiết kiệm được và chi phí từ tương lai về thời điểm hiện tại. Nếu nguồn tài chính của việc mua và lắp đặt tụ bù được vay từ ngân hàng thì tỷ số trượt giá sẽ bằng hoặc gần bằng lãi suất cho vay của ngân hàng. Khi đã sử dụng tỷ số trượt giá CAPO không tính đến thuế và những yếu tố khác. Sau khi các thông số kinh tế đã được giải thích, ta sẽ biết các quan hệ được CAPO sử dụng để tính toán. - Tỷ số lạm phát (i) là sự tăng giá điện năng và tiền bảo trì tụ bù hàng năm. Tỷ số này tính bằng đơn vị tương đối (pu) chứ không phải phần trăm (%). Thông thường giá trị này trong khoảng 0.02 đến 0.08 cho 1 năm. - Thời gian tính toán (N) là khoảng thời gian mà tiền tiết kiệm được từ việc lắp tụ bù bằng với tiền lắp đặt và bảo trì tụ bù (nghĩa là thời gian hoàn vốn). Nếu thực tế có 62 chính sách là đầu tư phải hoàn vốn trong 5 năm thì giá trị này được đặt là 5. - Giá lắp đặt tụ bù cố định (cF) có đơn vị là đ/kVAr của kích cỡ tụ bù : giá trị này cần được tính để phù hợp với thực tế của người sử dụng. Có thể nó sẽ bao gồm cả tiền vỏ bọc tụ bù, tiền vận chuyển, tiền công lao động, v.v - Giá lắp đặt tụ bù ứng động (cQ) giống với tụ bù cố định, tuy nhiên có thể tụ bù ứng động sẽ có giá cao hơn, vì vậy nó được để thành giá trị riêng. - Tỷ giá bảo trì tụ bù cố định (mF) là tiền để duy trì hoạt động của tụ bù hàng năm. Tỷ giá này tính bằng kVAr/year. Tiền bảo trì tăng theo tỷ số lạm phát. - Tỷ giá bảo trì tụ bù ứng động (mS) giống với tụ bù cố định. Vì tiền bảo trì này cao hơn nên nó được để riêng. - Giả sử CAPO đang tính toán lắp đặt tụ bù thứ n, độ lớn sF. Tất cả các nút hợp lệ trong lưới điện được xem xét để tìm vị trí đặt tụ bù sao cho số tiền tiết kiệm được là lớn nhất: giả sử công suất thực tiết kiệm được là xP (kW) và công suất phản kháng tiết kiệm được là xQ (kVAr). Năng lượng tiết kiệm và quá trình bảo trì diễn ra trong một khoảng thời gian, vì vậy chúng ta sử dụng một đại lượng thời gian tương đương, gọi là Ne: n N 1+i Ne =  ; n = 1 1+r Như vậy giá trị của năng lượng tiết kiệm được là : Saving (sF) = 8760. Ne . (xP . cP + xQ . cQ) Giá trị của chi phí mua tụ bù là: Cost (F) = sF . (cF + Ne . mF) Nếu tiền tiết kiệm được lớn hơn chi phí, CAPO sẽ xem xét đến tụ bù thứ (n+1), nếu tiền tiết kiệm được nhỏ hơn thì CAPO bỏ qua tụ bù thứ n và ngừng tính toán. 63 Chọn đồ thị phụ tải cần tính toán và đặt dung lượng định mức tụ cần lắp đặt cho mỗi cụm Tính phân bố công suất và kiểm tra điện áp tại các nút Tính dung lượng bù cần lắp đặt tại các nút So sánh dung lượng bù tính ra tại tất các các điểm nút thỏa mãn điều kiện : No . Saving (sF) > Cos (F) . Ui < U giới hạn trên i Yes Kết quả Hình 3.24: Lưu đồ thuật toán tối ưu hóa vị trí lắp đặt tụ bù 3.3. Ví dụ minh họa: Căn cứ theo số liệu đo tải và sản lượng điện thương phẩm, sản lượng điện nhận đầu nguồn các phát tuyến trung áp của tháng 5/2015 để tính toán tổn thất của tuyến trung áp 475-VL bằng 2 phần mềm CMIS và PSS/ADEPT nhằm phân tích và so sánh đánh giá kết quả đạt được. 3.3.1. Tính toán tổn thất trên tuyến trung áp 475-VL bằng chương trình CMIS: Kết quả ghi chỉ số công tơ của đầu xuất tuyến, trạm biếp áp công cộng và các khách hàng thuộc tuyến trung áp 475-VL đã được cập nhật đầy đủ vào phần mềm. Thực hiện tính toán tổn thất điện năng qua các bước : a-Bước 1: Xây dựng cây tổn thất của tuyến trung áp 475-VL, tức là phải nhập đầy đủ mã công tơ của tất cả các điểm đo trên tuyến 475-VL. 64 Hình 3.25: Màn hình giao diện xây dựng cây tổn thất trong CMIS b-Bước 2: Nhập chỉ số công tơ đầu nguồn, trạm công cộng và tất cả các điểm đo bán điện cho khách hàng. Hình 3.26: Màn hình giao diện nhập chỉ số công tơ 65 c-Bước 3: Tính toán sản lượng đầu nguồn và thương phẩm trong thư mục “Tổng hợp dự liệu”. Tính sản lượng đầu nguồn và thương phẩm Hình 3.27: Màn hình giao diện tính sản lượng đầu nguồn và thương phẩm d-Bước 4: Xuất kết quả tính toán. Bảng 3.2: Kết quả tính toán tổn thất trên tuyến 475-VL bằng CMIS Đầu nguồn Thương phẩm (kWh) Tổn thất Tên Lộ đường (kWh) dây Nhận Tổng Bán tổng Bán lẻ kWh % Xuất tuyến 475 2.432.600 2.348.776 572.190 1.776.586 83.824 3,45 3.3.2. Tính toán tổn thất trên tuyến trung áp 475-VL bằng chương trình PSS/ADEPT: Kết quả đo tải đầu cuối nguồn của đường trục và các nhánh rẽ, TBA thuộc tuyến trung áp 475-VL đã được cập nhật đầy đủ vào phần mềm. Thực hiện tính toán tổn thất điện năng qua các bước: a-Bước 1: Mô phỏng sơ đồ đơn tuyến 66 Hình 3.28: Sơ đồ tuyến trung áp 475-VL đã được mô phỏng b-Bước 2: Chọn thư mục network và chọn mục Lines để tính P và Q của phần đường dây trung áp tại 3 thời điểm: Cao điểm (18h-22h), bình thường (6h-17h), thấp điểm (22h-5h). Sau đó chọn mục Transformer để tính P và Q qua các MBA cũng tại 3 thời điểm. Hình 3.29: Màn hình giao diện để tính toán P và Q 67 c-Bước 3: Chuyển các kết quả tính P và Q ở bước 2 cả 3 thời điểm vào bảng tính sẽ được kết quả tổn thất trên toàn tuyến. Bảng 3.3: Kết quả tính toán tổn thất trên tuyến 475-VL bằng PSS/ADEPT CÔNG SUẤT VẬN HÀNH THỰC TẾ ĐẦU PHÁT TUYẾN (Trung bình từ ngày 13 tháng 5 năm 2015) TRẠM PHÁT Stt 110kV TUYẾN 18h00-21h00 06h00-17h00 22h00-05h00 (kW; kVAr) (kW; kVAr) (kW; kVAr) P Q P Q P Q (1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9) 1 Vĩnh 475 3.532,5 636,7 Long 485,0 3.940,0 2.510,0 131,3 TỔNG 3.532,5 636,7 131,3 CỘNG 485,0 3.940,0 2.510,0 CÔNG SUẤT ĐẦU PHÁT TUYẾN MÔ PHỎNG TỪ PSS/ADEPT TRẠM PHÁT Stt 110kV TUYẾN 18h00-21h00 06h00-17h00 22h00-05h00 (kW; kVAr) (kW; kVAr) (kW; kVAr) P Q P Q P Q (1) (2) (3) (10) (11) (12) (13) (14) (15) 1 Vĩnh 475 3.529,4 Long 969,7 3.937,4 1.203,9 2.508,7 573,7 TỔNG 3.529,4 CỘNG 969,7 3.937,4 1.203,9 2.508,7 573,7 TỔN THẤT TRÊN ĐƯỜNG DÂY TỔN THẤT TBA TRUNG ÁP (Không tính tổn thất MBA) TỔNG P P P P P P TỔN P (kW) (kW) (kW) (kW) (kW) (kW) THẤT % Pk Po % (kW) cđ bt td cđ bt td t 1 t 2 t 3 t 1 t 2 t 3 (16) (17) (18) (19) (20) (21) (22) (23) (24) (25) (26) (28) 17,53 17,9 23,... triển của sản lượng (kWh) thêm (kWh) tăng thêm 0 2014 321.030 11.429 477 1 2015 338.309 12.044 502 2 2016 372.140 13.248 553 3 2017 409.354 14.573 608 4 2018 450.289 16.030 669 5 2019 495.318 17.633 735 Tổng 2.386.440 84.957 3.543 - Dòng tiền của dự án được mô tả trong bảng sau: Bảng 4.8: Dòng tiền của dự án sau khi hoàn thành (triệu đồng) Doanh thu do Chi phí mua Doanh thu do Tổng Năm Vốn đầu tư phát triển điện giảm tổn thất doanh thu được phụ tải 0 1.224 0 0 0 0 1 477 402 524 926 2 502 402 552 955 3 553 402 608 1.010 4 608 402 668 1.071 5 669 647 735 1.382 91 - Tính lợi nhuận (NPV): Bảng 4.9: Bảng tính lợi nhuận (NPV) (triệu đồng) Chi phí Chi phí có Doanh thu Vốn Doanh Năm mua tính chiết tính đến NPV (1+i)^-t thu đầu tư điện khấu chiết khấu (1) (2) (3) (4) (5)=(3)x(8) (6)=(4)x(8) (7)=(6)-(5) (8) 0 1.224 1.224 -1.224 1,0000 1 477 926 433 842 409 0,9091 2 502 955 415 789 374 0,8264 3 553 1.010 415 759 344 0,7513 4 608 1.071 415 731 316 0,6830 5 669 1.382 415 858 443 0,6209 Tổng 3.318 3.980 662 Như vậy giá trị hiện tại thuần của phương án với hệ số chiết khấu i = 10% là NPV = 3.980 – 3.318 NPV = 662 triệu đồng. - Tỷ số giữa lợi ích và chi phí (B/C) : B 3.980  1,2 C 3.318  Nhận xét: Dự án trên khi đầu tư sẽ mang tính khả thi, vì: - Lợi nhuận NPV = 662 triệu đồng > 0 - Tỷ số lợi ích/chi phí B/C = 1,2 > 1 92 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 1. Kết luận: 1.1. Những kết quả đã đạt được: Trên cơ sở kết quả khảo sát lưới điện của Điện lực TP Vĩnh Long đang quản lý đã tổng hợp, phân tích đánh giá những thuận lợi và khó khăn tồn tại cần giải quyết nhằm nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh, giảm tổn thất điện năng bao gồm:  Những khó khăn, tồn tại cần giải quyết: - Do lưới điện được đầu tư, khai thác vận hành từ lâu năm, được đầu tư qua nhiều giai đoạn khác nhau và phụ thuộc vào vốn đầu tư của từng thời kỳ, nên một số lưới điện đã xuống cấp, đặc biệt là lưới điện hạ áp khu vực ngoại ô trước đây tiếp nhận từ các tổ điện của dân đã xuống cấp, chắp vá, nhiều mối nối. - Lưới điện xây dựng từ lâu mà phụ tải phát triển ngày càng nhanh, vốn đầu tư cải tạo, sửa chữa hàng năm rất hạn chế, nên về kết cấu và thông số kỹ thuật lưới điện như vận hành ở mức điện áp thấp, bán kính cấp điện trải rộng, tiết diện dây dẫn bé, máy biến áp vận hành non tải hoặc quá tải - Lưới điện hạ áp đi cặp theo đường, lộ để phục vụ khách hàng, nên phải qua nhiều cây xanh, dễ chạm chập, va quẹt, với nhiều mối nối gây tổn thất. - Hiện trạng kết cấu hệ thống lưới điện chưa đồng bộ, chưa tạo vẽ mỹ quan, một số nhà mạng viễn thông treo cáp trên trụ điện làm ảnh hưởng đến công tác quản lý vận hành và bảo dưỡng lưới điện, lưới điện phần lớn là chưa tự động hóa - Dụng cụ, thiết bị phục vụ công tác quản lý vận hành, thu thập số liệu còn hạn chế, chủ yếu là phải đo thông số ngoài hiện trường. - Về nhân lực: Lực lượng quản lý lưới trạm chưa đủ về số lượng và chất lượng, do lưới điện trải rộng, đường đi lại khó khăn, chủ yếu là sử dụng xe máy để di chuyển, vì đa số là đường nhỏ không thể vận chuyển bằng xe cơ giới. Bên cạnh đó do trình độ chuyên môn còn hạn chế nên vẫn chưa chủ động được trong việc phân tích, đánh giá nguyên nhân tổn thất trên lưới điện, để từ đó đề xuất các giải pháp hữu hiệu. 93  Từ những hạn chế trên cần thực hiện cấp bách một số giải pháp sau: - Củng cố lực lượng quản lý, tổ chức lại bộ máy nhân sự làm công tác giảm tổn thất, có quy chế làm việc cụ thể, định kỳ kiểm điểm trách nhiệm các tập thể và cá nhân liên quan để khắc phục kịp thời các hạn chế, thiếu sót. - Từng bước đầu tư cải tạo hệ thống lưới điện đảm bảo yêu cầu kỹ thuật theo đúng quy hoạch phát triển lưới điện Thành phố Vĩnh Long, cụ thể như: + Cải tạo, nâng điện áp đáp ứng theo tiêu chuẩn vận hành. + Cải tạo hệ thống lưới điện theo đúng yêu cầu kỹ thuật về bán kính cấp điện, tiết diện dây dẫn.. ưu tiên cải tạo lưới điện hạ áp. + Đầu tư, cải tạo xây dựng các trạm biến áp gần khu vực trung tâm phụ tải nhằm giảm bán kính cấp điện, nâng cao chất lượng điện áp khu phụ tải. Để giảm chi phí đầu tư có thể xem xét xây dựng trạm biến áp một pha ở các khu vực có nhóm dân cư nhỏ. + Đầu tư cải tạo nâng cấp tiết diện dây dẫn và cải tạo các nhánh đường dây từ một pha, hai pha lên ba pha để thuận tiện trong công tác cân pha, san tải. + Đầu tư hệ thống MINI-SCADA để điều hành lưới điện hữu hiệu và nhanh chóng, giảm được nguồn nhân lực phải đo thông số kỹ thuật và thao tác ngoài hiện trường. - Luân chuyển, hoán chuyển các MBA phù hợp với công suất phụ tải, không để MBA vận hành non tải. - Ứng dụng các phần mềm tính toán để phân tích nguyên nhân tổn thất trên lưới điện, từ đó có giải pháp hữu hiệu để giảm tổn thất. - Cần tính toán, tổng hợp, phân tích đánh giá để thực hiện bù công suất phản kháng một cách tối ưu. - Tăng cường công tác quản lý hệ thống đo đếm điện năng, từng bước thay thế công tơ cơ bằng công tơ điện tử, ứng dụng công nghệ thông tin vào công tác quản lý lĩnh vực này. - Thường xuyên tổ chức bồi huấn, tập huấn nâng cao trình độ cho cán bộ công nhân viên, nâng cao ý thức trách nhiệm của từng cá nhân và bổ sung nhân sự kịp thời để đáp ứng công việc trong giai đoạn mới. 94 - Thành lập Tiểu ban giảm tổn thất tại Điện lực do Giám đốc Điện lực làm Trưởng tiểu ban, có nhiệm vụ lập kế hoạch giảm tổn thất từng tháng, quý, năm. Giao chỉ tiêu tổn thất phòng, đội, cá nhân và có chế độ thưởng, phạt hợp lý. 1.2. Hạn chế của Luận văn: - Mặc dù đã hết sức cố gắng, nhưng do trình độ và thời gian có hạn nên Luận văn còn có những hạn chế như: + Các giải pháp được đề xuất dựa trên cơ sở áp dụng những hiểu biết có được vào tình hình cụ thể tại Điện lực TP Vĩnh Long và kinh nghiệm trong công tác quản lý của người viết còn hạn hẹp, mặc dù kết quả phân tích cho thấy có hiệu quả, nhưng thời gian kiểm nghiệm còn ngắn, chưa đủ để khẳng định sự phù hợp và hiệu quả trên thực tế. Tuy Luận văn còn một số hạn chế nhất định nhưng tác giả mong rằng với nội dung giải pháp được đề cập trong Luận văn có thể được tham khảo trong công tác giảm tổn thất tại Điện lực Thành phố Vĩnh Long. 2. Kiến nghị: Từ những vấn đề đã nêu ra trong Luận văn, Điện lực Thành phố Vĩnh Long nên nghiên cứu để triển khai thực hiện trong công tác quản lý kinh doanh bán điện. Đồng thời, Luận văn đã cố gắng liên hệ với thực tế và tăng tính ứng dụng của các giải pháp được đề xuất, tuy nhiên cũng cần phải nghiên cứu để khắc phục các vấn đề còn tồn tại nêu trên. Trong đó cần chú trọng đến các vấn đề mà Nhà nước, chính quyền, ngành điện các cấp phải nghiên cứu, giải quyết kịp thời, các yêu cầu trước mắt, bao gồm: Thứ nhất: Người sử dụng điện cần phản ảnh kịp thời về các dịch vụ do ngành điện thực hiện, chất lượng điện năng, cũng như cung cách phục vụ của nhân viên ngành điện để chấn chỉnh ngày càng tốt hơn. Thứ hai: Ngành điện xem xét bố trí vốn đủ để cải tạo, sửa chữa và xây dựng hệ thống điện vận hành an toàn, đảm bảo kỹ thuật và đáp ứng đủ yêu cầu phát triển phụ tải, đồng thời cải tạo xây dựng lưới điện đồng bộ, lưới điện được tự động hóa ở mức cao. 95 Thứ ba: Hàng năm cần dành một nguồn kinh phí nhất định cho công tác đào tạo, đào tạo lại để nâng cao tay nghề cho lực lượng làm công tác giảm tổn thất điện năng. Thường xuyên tổ chức các cuộc thi tay nghề để tạo điều kiện cho công nhân có cơ hội tìm tòi, trao đổi, học hỏi nâng cao nghiệp vụ chuyên môn, từ đó sẽ phục vụ cho công tác quản lý vận hành và kinh doanh mua bán điện tốt hơn. 96 TÀI LIỆU THAM KHẢO 1. A.A Fedorov, Nguyễn Trường (dịch) (2000), Mạng lưới điện công nghiệp, NXB Thanh niên. 2. Bộ Công nghiệp (2006), Quy phạm trang bị điện. 3. Bộ Công Thương (15/04/2010), Thông tư số 12/2010/TT-BCT Quy định hệ thống điện truyền tải, Hà Nội. 4. Bộ Công Thương (30/07/2010), Thông tư số 32/2010/TT-BCT Quy định hệ thống điện phân phối, Hà Nội. 5. PGS.TS Trần Bách (2008), Lưới điện và hệ thống điện, Đại học Bách Khoa Hà Nội. 6. Trần Bách (2000), Lưới điện và hệ thống điện, NXB Khoa học và Kỹ thuật Hà Nội. 7. Nguyễn Văn Đạm (2002), Mạng lưới điện, NXB Khoa học và kỹ thuật, Hà Nội. 8. Điện lực Thành phố Vĩnh Long, Báo cáo công tác quản lý kỹ thuật và kinh doanh bán điện năm 2004, 2012, 2013, 2014. 9. Trần Quang Khánh (2000), Quy hoạch điện nông thôn, NXB Nông nghiệp, Hà Nội. 10. Trần Quang Khánh (2006), Hệ thống cung cấp điện, NXB Khoa học và Kỹ thuật Hà Nội. 11. Phan Đăng Khải, Huỳnh Bá Minh (2001), Bù công suất phản kháng lưới cung cấp và phân phối, NXB Khoa học và kỹ thuật, Hà Nội. 12. TS. Trần Đình Long (1999), Quy hoạch phát triển năng lượng và Điện lực, Nhà xuất bản Khoa học kỹ thuật, Hà Nội. 13. VS.GS.TSKH Trần Đình Long (2008), Bảo vệ các Hệ thống điện, NXB Khoa học và kỹ thuật, Hà Nội. 97 14. VS.GS.TSKH Trần Đình Long (2011), Dự án Đánh giá tiềm năng và đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng trên Hệ thống điện Việt Nam đến năm 2015, Hội Điện lực Việt Nam. 15. VS.GS.TSKH Trần Đình Long (2013), Sách tra cứu về chất lượng điện năng, NXB Bách khoa Hà Nội. 16. Nguyễn Xuân Phú, Nguyễn Thế Bảo (2006), Bảo toàn năng lượng sử dụng hợp lý, tiết kiệm và hiệu quả trong công nghiệp, NXB Khoa học và kỹ thuật, Hà Nội. 17. Nguyễn Xuân Phú (2010), Cung cấp điện, NXB Khoa học và kỹ thuật, Hà Nội. 18. Nguyễn Hữu Phúc (2007), Áp dụng PSS/ADEPT 5.0 trong lưới phân phối, Đại học Quốc gia Thành phố Hồ Chí Minh. 19. Trần Vinh Tịnh, Trương Văn Chương (2008), Bù tối ưu công suất phản kháng lưới phân phối, Tạp chí khoa học và công nghệ số 2. 20. Vũ Hải Thuận (2008), Cung cấp điện cho khu công nghiệp và khu dân cư, Nhà xuất bản Nông nghiệp, Hà Nội. 21. Nguyễn Văn Tuệ (2012), Tính toán thiết kế hệ thống phân phối truyền tải điện, NXB Khoa học và kỹ thuật, Hà Nội. 22. Bùi Ngọc Thư (2007), Mạng cung cấp và phân phối điện, NXB Khoa học và kỹ thuật, Hà Nội. 23. Uỷ ban nhân dân tỉnh Vĩnh Long (2010), Quy hoạch phát triển lưới điện thành phố Vĩnh Long 2010 - 2015 có xét đến năm 2020. 24. Viện Năng Lượng (2011), Quy hoạch phát triển Điện lực Quốc gia giai đoạn 2011-2020 có xét đến năm 2030, Hà Nội. 98 PHỤ LỤC 1: SƠ ĐỒ ĐƠN TUYẾN ĐƯỜNG DÂY TRUNG ÁP CỦA ĐLTPVL Chú thích: - Mỗi tuyến trung áp thể hiện một màu khác nhau để dể phân biệt về giới hạn vận hành giữa các tuyến. - Thanh cái C41 đấu vào MBA T1 – 40MVA (110/22kV) TBA 110kV Vĩnh Long. - Thanh cái C42 đấu vào MBA T2 – 40MVA (110/22kV) TBA 110kV Vĩnh Long. PHỤ LỤC 2: TÍNH DUNG LƯỢNG BÙ CHO MỘT SỐ ĐƯỜNG DÂY HẠ ÁP ĐIỂN HÌNH Q Q Chọn Q Công suất Q cần Stt Tên trạm Vị trí trụ Itb Cosφ 1 Cosφ 2 Cosφ 3 Cosφtb Cosφyc trước phản bù (kVA) bù khi bù kháng (kVAr) 1 Quốc Lộ 1 V81.3/T72/13 160 180 0,87 0,88 0,92 0,89 0,99 18,96 5,87 13,09 10 2 Sân Vận Động 1 V85/59 160 149 0,90 0,86 0,94 0,90 0,99 14,97 4,84 10,12 10 3 Huyền Báo SĐ.3/116 160 129 0,89 0,91 0,87 0,89 0,99 13,35 4,13 9,22 5 4 Phú Long C V46/88 160 166 0,90 0,91 0,89 0,90 0,99 16,50 5,34 11,16 10 5 Trần Phú 3 V89/T62/8 3*50 143 0,86 0,89 0,87 0,87 0,99 15,95 4,62 11,33 10 6 Mỹ Thuận 1 SĐ.3/P125/T7/1 3*37.5 155 0,92 0,89 0,87 0,89 0,99 16,02 5,03 10,99 10 7 Thủ K Nghĩa 6 V87/P31/2 320 273 0,85 0,93 0,96 0,91 0,99 25,20 8,73 16,47 10 8 Chợ Cái Đôi SĐ.3/98 3*50 175 0,85 0,90 0,91 0,89 0,99 18,89 5,76 13,13 10 9 Nguyễn Huệ 2 V81/T72/3 3*50 135 0,85 0,86 0,90 0,87 0,99 15,21 4,35 10,86 10 10 Nguyễn Thái Học V87/58 3*50 145 0,85 0,88 0,88 0,87 0,99 16,19 4,63 11,56 10 11 Xóm Chài V81.3/T73/1 3*50 137 0,86 0,85 0,85 0,85 0,99 16,07 4,35 11,72 10 12 Nguyễn Huệ 5 V81.3/39 3*50 134 0,86 0,88 0,90 0,88 0,99 14,54 4,32 10,22 10 13 Trường An 3 SĐ.3/74 3*50 175 0,87 0,90 0,89 0,89 0,99 18,45 5,63 12,82 10 14 Thiềng Đức 2A V87/P83/6 3*50 143 0,92 0,91 0,87 0,90 0,99 14,34 4,64 9,70 5 15 Sân Vận Động 2 V81.3/56 3*50 213 0,88 0,91 0,92 0,90 0,99 20,65 6,79 13,86 10 99 PHỤ LỤC 3: DANH MỤC CÁC ĐƯỜNG DÂY HẠ ÁP ĐÃ LẮP TỤ BÙ TRONG NĂM 2015 Tụ bù trung hạ áp/ đường dây Dung Ngày lắp lượng Số vị Đường dây/Trạm Dung trí đặt vận STT TBA Số biến áp Loại tụ lượng lắp Điện áp trước Cos  trước khi Điện áp sau khi hành chính lượng Cos  sau khi lắp (kVAr) lắp đặt đặt khi lắp lắp lắp thức (kVA) ( Tụ) (kVAr) (vị trí) U1 U2 U3 1 2 3 U1 U2 U3 1 2 3 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 5 1 229 230 0,96 0,98 Phó Cơ Điều 5 75 2 10 228 229 0,92 0,96 18/03/2015 2 2,5 1 234 235 0,95 0,92 Phó Cơ Điều 5B 37,5 2 5 231 232 0,93 0,75 18/03/2015 3 2,5 1 229 229 0,95 0,94 Khóm 3 - P2 50 2 5 228 228 0,91 0,90 09/03/2015 4 2,5 1 224 223 0,97 0,95 Khóm 3 - P2A 37,5 2 5 221 220 0,93 0,91 09/03/2015 5 5 1 228 228 0,98 0,98 Thủ K Nghĩa 2 50 2 10 226 226 0,96 0,96 09/03/2015 6 2,5 1 229 230 0,98 0,97 Thủ K Nghĩa 8 37,5 2 5 228 229 0,96 0,95 09/03/2015 7 5 1 230 231 0,97 0,98 Tân Vĩnh Phú 2 50 2 10 229 230 0,93 0,94 09/03/2015 8 5 1 229 230 0,95 0,97 Tân Vĩnh Phú 2-1 50 2 10 228 229 0,91 0,93 09/03/2015 9 2,5 1 230 231 0,95 0,96 Tân Vĩnh Phú 3 37,5 2 5 229 230 0,91 0,92 09/03/2015 10 2,5 1 230 231 0,96 0,97 Tân Vĩnh Phú 37,5 2 5 229 230 0,92 0,93 09/03/2015 11 2,5 1 229 229 0,95 0,95 Tân Thuận An 3 37,5 2 5 228 228 0,91 0,91 09/03/2015 12 Tập Thể Tỉnh Uỷ 37,5 2 2,5 5 1 229 230 0,94 0,95 230 231 0,98 0,97 09/03/2015 13 Khóm 3 - P9A 50 2 5 10 1 232 232 0,94 0,95 233 233 0,98 0,97 09/03/2015 14 Khóm 3 - P9B 37,5 2 2,5 5 1 230 230 0,94 0,93 231 231 0,98 0,97 09/03/2015 15 Tân Vĩnh 1 37,5 2 2,5 5 1 229 230 0,94 0,95 232 233 0,98 0,98 18/03/2015 16 Trường An 7 37,5 2 2,5 5 1 230 229 0,95 0,96 231 230 0,97 0,98 10/03/2015 17 Huyền Báo 1 50 2 5 10 1 231 231 0,96 0,95 232 232 0,98 0,97 10/03/2015 100 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 18 Mỹ Thuận 5 50 2 5 10 1 229 230 0,94 0,95 230 231 0,98 0,97 10/03/2015 19 Mỹ Thuận 5A 37,5 2 2,5 5 1 229 230 0,95 0,97 230 231 0,97 0,99 10/03/2015 20 Mỹ Thuận 6 37,5 2 2,5 5 1 233 233 0,93 0,95 234 234 0,97 0,97 10/03/2015 Trạm Khóm 3 P8 – 21 5 1 231 231 0,97 0,97 1 50 2 10 230 230 0,95 0,93 10/03/2015 Trạm Khóm 3 P8 - 22 2,5 1 229 0,98 1A 25 2 5 228 0,96 10/03/2015 23 Thiềng Đức 4A 75 2 5 10 1 231 231 0,93 0,94 232 232 0,97 0,98 10/03/2015 24 Long Quới 3 37,5 2 2,5 5 1 227 227 0,95 0,94 229 229 0,97 0,98 10/03/2015 25 Long Quới 2 37,5 2 2,5 5 1 224 224 0,91 0,92 227 227 0,95 0,96 10/03/2015 26 Thanh Mỹ 3A 50 2 5 10 1 228 228 0,93 0,91 229 229 0,97 0,95 10/03/2015 27 Bầu Gốc 50 2 5 10 1 230 230 0,91 0,90 231 231 0,95 0,94 10/03/2015 28 Phước Yên A 50 2 5 10 1 228 227 0,94 0,95 229 229 0,98 0,97 10/03/2015 29 Phước Yên 1B 50 2 5 10 1 231 232 0,93 0,92 232 233 0,97 0,96 11/03/2015 30 Phú Long 1 50 2 5 10 1 232 232 0,93 0,94 233 233 0,97 0,98 11/03/2015 31 Phú Quới 1 50 2 5 10 1 230 230 0,93 0,94 231 231 0,97 0,98 11/03/2015 32 Phú Quới 2B 37,5 2 2,5 5 1 224 224 0,91 0,92 227 227 0,95 0,96 11/03/2015 33 Phú Thạnh 2 50 2 5 10 1 229 229 0,92 0,92 230 230 0,96 0,96 11/03/2015 34 50 2,5 1 232 231 0,96 0,98 Phước Hòa 2 5 231 230 0,92 0,94 11/03/2015 35 50 2,5 2 229 229 0,96 0,95 Lộc Hưng 4 10 228 227 0,92 0,91 11/03/2015 36 2,5 1 234 233 0,95 0,94 Hòa Thạnh 1C 25 2 5 233 232 0,91 0,90 11/03/2015 37 2,5 1 235 234 0,94 0,94 Hòa Thạnh 2A 50 2 5 234 233 0,90 0,90 11/03/2015 38 2,5 1 235 232 0,98 0,98 UBX Thạnh Quới 2 50 2 5 234 231 0,94 0,94 11/03/2015 39 Phú Thạnh 1 3x50 1 10 10 1 229 231 231 0,96 0,92 0,91 230 232 232 0,98 0,96 0,95 11/03/2015 Phuú Thạnh 1 (vị trí 40 3x50 10 1 230 232 232 0,98 0,96 0,95 2) 1 10 229 231 231 0,96 0,92 0,91 11/03/2015 41 Khóm 4-Phường 5 3x50 1 10 10 1 230 230 231 0,96 0,92 0,94 231 231 232 0,98 0,96 0,98 11/03/2015 42 Phạm Thái Bường 6 3x50 1 10 10 1 227 230 228 0,91 0,95 0,92 229 231 229 0,95 0,97 0,96 11/03/2015 101 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 43 Nguyễn Văn Trỗi 320 1 10 10 1 229 231 232 0,94 0,95 0,93 230 232 233 0,98 0,97 0,97 18/03/2015 44 Phạm Thái Bường 4 3x50 1 10 10 1 233 234 233 0,94 0,95 0,96 234 235 234 0,98 0,97 0,98 11/03/2015 45 Chợ Sơn Đông 1 3x25 1 5 5 1 230 229 229 0,93 0,91 0,95 231 230 230 0,97 0,95 0,97 11/03/2015 46 Thanh Đức 8 3x25 1 5 5 1 229 227 230 0,91 0,95 0,92 230 229 231 0,95 0,97 0,96 11/03/2015 47 2 5 1 234 234 0,97 0,97 Thanh Mỹ A 50 10 233 233 0,93 0,95 16/03/2015 48 2 2,5 1 230 230 0,98 0,98 Dc K5P8 -2A 50 5 229 229 0,94 0,94 16/03/2015 49 2 2,5 1 230 230 0,94 0,95 Tân Quới Tây 37,5 5 229 229 0,90 0,91 16/03/2015 50 2 5 1 234 234 0,97 0,97 Thanh Mỹ A 50 10 233 233 0,93 0,95 16/03/2015 51 2 2,5 1 229 229 0,97 0,98 Cái Đôi 4 37,5 5 228 228 0,95 0,96 16/03/2015 52 2 2,5 1 229 229 0,92 0,95 Lộ Cộng Đồng 5 37,5 5 227 227 0,87 0,91 16/03/2015 53 2 2,5 1 229 228 0,93 0,98 Lộ Cộng Đồng 1A 37,5 5 227 226 0,88 0,94 16/03/2015 54 2 5 1 232 232 0,97 0,99 Lộ Cộng Đồng 1 50 10 231 231 0,95 0,97 16/03/2015 55 2 2,5 1 232 232 0,95 0,94 Lộ Cộng Đồng 3 37,5 5 231 231 0,91 0,89 16/03/2015 56 2 5 1 232 232 0,97 0,96 Lộ Cộng Đồng 3A 50 10 231 231 0,93 0,92 16/03/2015 57 2 2,5 1 230 230 0,96 0,97 Lộ Cộng Đồng 1B 37,5 5 229 229 0,92 0,95 17/03/2015 58 2 5 1 231 232 0,98 0,97 T.4 Khóm 4 P8 50 10 230 231 0,96 0,95 17/03/2015 59 2 5 1 229 229 0,97 0,97 DC K5P8 -2 50 10 227 228 0,93 0,95 17/03/2015 60 2 2,5 1 230 231 0,95 0,96 Tân Nhơn 2 37,5 5 229 230 0,91 0,92 17/03/2015 61 2 5 1 231 232 0,97 0,97 Tân Thới 50 10 230 231 0,93 0,95 17/03/2015 62 2 5 1 231 232 0,97 0,98 Phước Lợi C5 37,5 10 230 231 0,93 0,94 17/03/2015 63 37,5 2 2,5 1 229 230 0,96 0,97 Trinh Sát 5 228 229 0,92 0,93 17/03/2015 64 2 2,5 1 230 230 0,94 0,94 Hòa Thạnh 2B 25 5 229 229 0,90 0,90 17/03/2015 65 2 2,5 1 232 231 0,95 0,96 Lộc Hòa 2-1 25 5 231 230 0,91 0,92 17/03/2015 66 2 2,5 1 231 230 0,97 0,97 Tân Hiệp 3 37,5 5 230 229 0,93 0,93 17/03/2015 67 Long Thanh 1 3x25 1 5 5 1 231 230 230 0,92 0,91 0,93 232 231 231 0,96 0,95 0,97 17/03/2015 68 Đinh Tiên Hoàng 3 3x25 1 5 5 1 230 230 229 0,94 0,95 0,93 231 231 230 0,98 0,97 0,97 17/03/2015 69 Đinh Tiên Hoàng 2 250 1 5 5 1 231 232 231 0,96 0,96 0,97 232 233 232 0,98 0,98 0,99 17/03/2015 102 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Khóm 3 - Phường 70 3x25 1 5 1 229 230 229 0,96 0,97 0,96 2-2 5 228 229 228 0,92 0,93 0,92 17/03/2015 Tổng 130 505 71 PHỤ LỤC 4: DANH MỤC CÁC ĐƯỜNG DÂY HẠ ÁP DỰ KIẾN LẮP TỤ BÙ GIAI ĐOẠN 2016 Dung Dung lượng Số vị lượng Ngày dự kiến đóng Ngày vận hành chính STT Tên trạm biến áp trạm Trụ lắp đặt Số tụ Ghi chú trí giàn tụ điện thức biến áp (kVAr) (kVA) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 479 1 Phó Cơ Điều 5 75 V89/P30/7 1 2 10 Tuần 01 tháng 01-2016 Tuần 01 tháng 01-2016 479 2 Phó Cơ Điều 5B 37,5 V89/P30/2 1 2 5 Tuần 01 tháng 01-2016 Tuần 01 tháng 01-2016 471 4 Khóm 3 - P2 50 V81.3/T51/3 1 2 5 Tuần 01 tháng 01-2016 Tuần 01 tháng 01-2016 471 5 Khóm 3 - P2A 37,5 V81.3/T51/5 1 2 5 Tuần 01 tháng 01-2016 Tuần 01 tháng 01-2016 472 7 Thủ K Nghĩa 2 50 V87/T42/6 1 2 10 Tuần 01 tháng 01-2016 Tuần 01 tháng 01-2016 472 8 Thủ K Nghĩa 8 37,5 V87/P31/7 1 2 5 Tuần 01 tháng 01-2016 Tuần 01 tháng 01-2016 474 9 Tân Vĩnh Phú 2 50 SĐ.3/T61/57 1 2 10 Tuần 01 tháng 01-2016 Tuần 03 tháng 01-2016 474 10 Tân Vĩnh Phú 2-1 50 SĐ.3/T61/49 1 2 10 Tuần 01 tháng 01-2016 Tuần 03 tháng 01-2016 474 11 Tân Vĩnh Phú 3 37,5 SĐ.3/T61/33 1 2 5 Tuần 03 tháng 01-2016 Tuần 03 tháng 01-2016 103 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 474 12 Tân Vĩnh Phú 37,5 SĐ.3/T61/40 1 2 5 Tuần 03 tháng 01-2016 Tuần 03 tháng 01-2016 14 Tân Thuận An 3 37,5 SĐ.3/P60/2 1 2 5 Tuần 03 tháng 01-2016 Tuần 03 tháng 01-2016 480 15 Tập Thể Tỉnh Uỷ 37,5 V81.3/T72/T27/8 1 2 5 Tuần 03 tháng 01-2016 Tuần 03 tháng 01-2016 471 16 Khóm 3 - P9A 50 V81.3/T72/T1/T51/T31/P8/8 1 2 10 Tuần 03 tháng 01-2016 Tuần 03 tháng 01-2016 474 17 Khóm 3 - P9B 37,5 V81.3/T72/T1/T51/T31/14 1 2 5 Tuần 03 tháng 01-2016 Tuần 03 tháng 01-2016 474 480 18 Tân Vĩnh 1 37,5 SĐ.3/P46/3 1 2 5 Tuần 03 tháng 01-2016 Tuần 03 tháng 01-2016 474 20 Trường An 7 37,5 SĐ.3/T50/2 1 2 5 Tuần 03 tháng 01-2016 Tuần 03 tháng 01-2016 480 22 Huyền Báo 1 50 SĐ.3/120 1 2 10 Tuần 03 tháng 01-2016 Tuần 02 tháng 02-2016 480 23 Mỹ Thuận 5 50 SĐ.3/131 1 2 10 Tuần 03 tháng 01-2016 Tuần 02 tháng 02-2016 480 24 Mỹ Thuận 5A 37,5 SĐ.3/129 1 2 5 Tuần 03 tháng 01-2016 Tuần 02 tháng 02-2016 480 25 Mỹ Thuận 6 37,5 SĐ.3/134 1 2 5 Tuần 03 tháng 01-2016 Tuần 02 tháng 02-2016 480 33 Trạm Khóm 3 P8 - 1 50 V81.3/T33/16 1 2 10 Tuần 02 tháng 02-2016 Tuần 02 tháng 02-2016 480 34 Trạm Khóm 3 P8 - 1A 25 V81.3/T33/15 1 2 5 Tuần 02 tháng 02-2016 Tuần 02 tháng 02-2016 472 36 Thiềng Đức 4A 75 V87/T83/P7/P4/3 1 2 10 Tuần 02 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 479 37 Long Quới 3 37,5 V87/P83/71 1 2 5 Tuần 02 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 479 38 Long Quới 2 37,5 V87/P83/81 1 2 5 Tuần 02 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 479 39 Thanh Mỹ 3A 50 V87/P143/6 1 2 10 Tuần 02 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 104 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 476 43 Bầu Gốc 50 V44/P148/12 1 2 10 Tuần 02 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 476 44 Phước Yên A 50 V44/P121/4 1 2 10 Tuần 02 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 476 45 Phước Yên 1B 50 V44/P115/P2/P10/2 1 2 10 Tuần 02 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 476 46 Phú Long 1 50 V44/P121/9 1 2 10 Tuần 02 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 476 47 Phú Quới 1 50 V44/P121/14 1 2 10 Tuần 02 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 476 48 Phú Quới 2B 50 V44/P121/T18/T8/3 1 2 5 Tuần 02 tháng 02-2016 Tuần 02 tháng 02-2016 476 49 Phú Thạnh 2 50 V44/P121/38 1 2 10 Tuần 02 tháng 02-2016 Tuần 02 tháng 02-2016 50 V46/T62/P10/1 50 Phước Hòa 1 2 5 Tuần 02 tháng 02-2016 Tuần 02 tháng 02-2016 478 37,5 V46/T87/58 51 Lộc Hưng (Vị trí 2) 1 2 5 Tuần 04 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 478 50 V46/T87/58 52 Lộc Hưng 1 2 5 Tuần 04 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 478 54 Hòa Thạnh 1C 25 V44/P121/91 1 2 5 Tuần 04 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 476 55 Hòa Thạnh 2A 50 V44/P121/T58/24 1 2 5 Tuần 04 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 476 57 UBX Thạnh Quới 2 50 V44/P121/57 1 2 5 Tuần 04 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 476 3x50 V44/P121/27 60 Phú Thạnh 1 1 1 10 Tuần 04 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 476 3x50 V44/P121/27 61 Phú Thạnh 1 (vị trí 2) 1 1 10 Tuần 04 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 476 3x50 V87/P83/19B 62 Khóm 4-Phường 5 1 1 10 Tuần 04 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 472 3x50 V81/P99/P49/1 63 Phạm Thái Bường 6 1 1 10 Tuần 04 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 471 105 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 320 V81/T114/2 64 Nguyễn Văn Trỗi 1 1 10 Tuần 04 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 475 250 V81/P99/49 65 Phạm Thái Bường 4 1 1 10 Tuần 04 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 471 3x25 V87/148 70 Chợ Sơn Đông 1 1 1 5 Tuần 04 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 479 3x25 V87/P83/T45A/49 71 Thanh Đức 8 1 1 5 Tuần 04 tháng 02-2016 Tuần 04 tháng 02-2016 479 PHỤ LỤC 5: DANH MỤC CÁC ĐƯỜNG DÂY HẠ ÁP DỰ KIẾN LẮP TỤ BÙ GIAI ĐOẠN 2017 Dung Dung lượng Số vị Tụ 1 lượng Tụ 1 pha Tụ 3 pha Tụ 3 pha STT Tên trạm biến áp Vị trí trạm trạm biến trí pha 2,5 giàn tụ 5 kVAr 10 kVAr 5 kVAr áp (kVA) lắp tụ kVAr (kVAr) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1 1 2 Khóm 2 - P3 V81.3/P99/P31/11 37,5 10 2 1 2 Thủ K Nghĩa 5 V87/T42/2 37,5 10 3 1 2 Thủ K Nghĩa 5A V87/T42/4 37,5 10 4 1 2 Tân Vĩnh Phú 1A SĐ.3/T61/23 37,5 10 5 1 2 Tân Quới Tây 2 SĐ.3/T50/25 37,5 10 6 1 2 Tân Quới Tây 2B SĐ.3/T50/26 37,5 10 7 1 2 TĐC Mỹ Thuận-2 V44/T97/2 37,5 10 8 1 2 Khóm 3 - P9-1 V81.3/T72/T1/T51/30 37,5 10 106 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 9 1 2 Khóm 1 - P9A V81.3/T72/T1/T20/2 37,5 10 10 1 2 Tân Quới Hưng 2A SĐ.3/T40/24 37,5 10 11 1 2 TT Sở Tài Chánh SĐ.3/T41/3 37,5 10 12 1 2 Khu Nhà ở Trường An SĐ.3/T40/P5/1 37,5 10 13 1 2 Tổ Điện 8 Nương SĐ.3/P107/T3/P5/1 37,5 10 14 1 2 Huyền Báo 1 A SĐ.3/122 37,5 10 15 1 2 DC Tân Hội SĐ.3/T151/27 37,5 10 16 1 2 Lộ Cộng Đồng 4 SĐ.3/T127/P23/19 37,5 10 17 1 2 Phước Hạnh B V85.9.7/P16/4 37,5 10 18 1 2 Đinh T Hoàng 6 V81.3/3 37,5 10 19 1 2 Tái Đinh Cư P5 -2 V87/T83/P7/5 37,5 10 20 1 2 Long Quới 2 V87/P83/81 37,5 10 21 1 2 Long Quới 1 V87/P83/90 37,5 5 22 1 2 Cầu Kinh Cát 1 V87/P103/7 37,5 5 23 1 2 DC Cổ Chiên 2 V87/P83/T25A/32 37,5 5 24 1 2 Long Hưng 2 V87/P83/T50/24 37,5 5 25 1 2 Cổ Chiên 1 V87/123 37,5 5 26 1 2 Tân Hạnh 4A V46.4/P7/44 37,5 5 27 1 2 Tân Thạnh 5 V46.4/P7/T21/T35/7 37,5 5 28 1 2 Tân Nhơn V46.4/P7/51 37,5 5 29 1 2 Tân Thạnh 1 V46.4/P7/T21/T24/3 37,5 5 30 1 2 Tân Thuận 1 V46.4/P7/T44/11 37,5 5 31 1 2 Phú Thạnh 3 V44/P121/44 37,5 5 32 1 2 Trinh Sát V46/23 37,5 5 33 1 2 Tân Hưng V46/20 37,5 5 34 1 2 Hòa Phú 4A V46/T87/47 37,5 5 35 1 2 Khu TĐC Hòa Phú V46/T57A/7 37,5 5 107 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 36 1 2 Khóm 2 - P3-A V81.3/P99/P31/5 25 5 37 1 2 Khóm 5 P2 V85/P44/9 25 5 38 1 2 Thủ Khoa Nghĩa 2A V87/T42/6 25 5 39 1 2 Gạch Nguyệt SĐ.3/T61/71 25 5 40 1 2 Bà Giáo 1 SĐ.3/T61/P53/7 25 5 41 1 2 Bà Giáo 2-1 SĐ.3/T61/P53/16 25 5 42 1 2 Tân Quới Tây 3 SĐ.3/T50/43 25 5 43 1 2 Khóm 3 - P9C V81.3/T72/T1/T51/34 25 5 44 1 2 Mỹ Thuận 6B SĐ.3/139 25 5 45 1 2 Tân Bình SĐ.3/T127/T26/8 25 5 46 1 2 Tân Phú SĐ.3/T107/31 25 5 47 1 2 Tân Nhơn 1 SĐ.3/T107/59 25 5 48 1 2 Trạm 1 K4 - P8 V81.3/T33/P7/5 25 5 49 1 2 Trạm Khóm 3 P8 - 4 V81.3/T33/32 25 5 50 1 2 DC K5P8 -3 V44/P13/2 25 5 51 1 2 Chợ Sơn Đông 1A V87/150 25 5 52 1 2 Tân Hạnh 1 V46.4/P7/12 25 5 53 1 2 Tân Hạnh 3 V46.4/P7/30 25 5 54 1 2 Tân An V46.4/P7/P43/22 25 5 55 1 2 Tân Nhơn 3 V46.4/P7/T21/T41/9 25 5 56 1 2 Tân Thạnh 2 V46.4/P7/T21/T24/12 25 5 57 1 2 Kinh Bà Chạy V46.4/P7/P44/P2/7 25 5 58 1 2 Tân Thuận V46.4/P7/P44/T2/6 25 5 59 1 2 Tân Hiệp 1 V44/P9/20 25 5 60 1 2 Tân Hiệp 2 V44/P9/34 25 5 61 1 2 Hàn Thẻ 2 V44/P44/20 25 5 62 1 2 Hàn Thẻ 3 V44/P44/29 25 5 108 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 63 1 2 Tân Hiệp 5 V44/P9/T12/27 25 5 64 1 2 Phước Hiệp 1 V44/P54/T18/12 25 5 65 1 2 An Hiệp V44/P54/34 25 5 66 1 2 Phước Bình B V44/P66/3 25 5 67 1 2 Bà Huệ V44/P54/9 25 5 68 1 2 Tân Hòa 2 V44/P9/T12/P22/1 25 5 69 1 2 Cầu Đường Chừa 1 V46.4/5 25 5 70 1 2 Phước Bình 4 V44/P96/P7/T23/20 25 5 71 1 2 Xẻo Mít 2 V44/P148/35 25 5 72 1 2 Hòa Thạnh 1A V44/P121/T58/11 25 5 73 1 2 Hòa Thạnh 2 V44/P121/67 25 5 74 1 2 Hòa Thạnh 1B V44/P121/77 25 5 75 1 2 Hòa Thạnh 1D V44/P121/105 25 5 76 1 2 DC Hoà Thạnh 2 V44/P121/T58/P9/31 25 5 77 1 2 Phước Lợi 7 V44/P121/P40/3 25 5 78 1 2 Phước Lợi 6 V44/P121/P40/T9/11 25 5 79 1 2 Phước Lợi 2 V44/P121/P40/T29/15 25 5 80 1 2 Tân Bình V46/28 25 5 81 1 2 Hòa Hưng V46/T87/P40/13 25 5 82 1 2 Năm Hằng V46/T117/20 25 5 83 1 2 Lộc Hòa 3A V46/T62/36 25 5 84 1 2 Phước Long 1 V46/T55/10 25 5 85 1 2 Phước Long 2 V46/T55/29 25 5 86 1 1 Chợ Cái Đôi 1A SĐ.3/103 3*37.5 5 87 V81/P99/30 1 1 CC Phạm Thái Bường 1 150 5 88 Đinh Tiên Hoàng 1 V85.9.7/7, HT3 1 1 160 5 109 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 89 Đinh Tiên Hoàng 4 V81.3/12, HT4 1 1 150 5 90 Đinh Tiên Hoàng 5 V81.3/25, HT7 1 1 150 5 91 KDC Khóm 5-phường 8 V44/18 150 1 1 5 92 Lê Thái Tổ 3 1 1 V85/101 160 5 93 Nguyễn Huệ mới V81.3/80 1 1 160 5 94 Phạm Thái Bường 2 V81/P99/P31/1 1 1 150 5 95 Phạm Thái Bường 5 V81/P99/P20/2, HT11 1 1 150 5 96 Quốc Lộ 1 V81.3/T72/13 1 1 160 5 97 Sân Vận Động 1 V85/59, HT5, HT11 1 1 160 5 98 V81.3/55, HT4 1 1 SÂN VẬN ĐỘNG 2 160 5 99 Thiềng Đức 1 V87/T83/4, HT6 1 1 160 5 100 1 1 Mỹ Thuận 2A SĐ.3/P125/13 3*25 5 101 1 1 TĐC Lò Thiêu SĐ.3/T107/P3/1 3*25 5 102 1 1 KDC vượt lũ Phường 9 V44/46 3*25 5 103 1 1 DC Thạnh Phú V44/P121/T54B/4 3*25 5 104 1 1 Khu DV Hòa Phú 1 V46/T67A/2 3*25 5 105 1 1 Khu DV Hòa Phú 2 V46/T80/2B 3*25 5 106 HT2, HT12, HT7a Cầu Đường Chừa 250 10 1 1 107 HT3, HT5a Cầu Lầu 400 10 1 1 108 HT4a, V89/66 Cầu Ông Me 250 10 1 1 109 Cầu Tân Hữu V85/52, HT2, HT9 250 10 1 1 110 CC P T Bường 2 V81/P99/T43/1, HT8 10 1 1 250 111 Chợ Cái Đôi SĐ.3/98, HT15, HT3 150 10 1 1 112 V87/P80/60 Chợ Cua 75 10 1 1 113 Hùng Vương V81/111, HT5 250 10 1 1 114 Hùng Vương 2 V87/73, HT10 250 10 1 1 115 KDC Hoàng Hảo HT12 250 10 1 1 110 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 116 KDC Phước yên 1 V44/114 160 10 1 1 117 Khu nhà ở K3-P3 HT5 320 10 1 1 118 Lê Thái Tổ 1 V85/97, HT6 400 20 2 2 119 Lưu Văn Liệt V81/85, HT2 320 10 1 1 120 Nguyễn Huệ 3 V81.3/68, HT6 250 10 1 1 121 Phạm Thái Bường 3 V81/P99/30, 32A, HT8 250 10 1 1 122 Phan Thanh Giản V81/T95/1, V81/98 250 20 2 2 123 Phó Cơ Điều V89.7/6, HT4, HT1a 400 20 2 2 124 Phó cơ Điều 1 HT5 250 10 1 1 125 Phó Cơ Điều 3 V89/36, HT5, HT9 150 10 1 1 126 Tân Ngãi SĐ.3/27, HT10 250 10 1 1 127 Thiềng Đức 2 V87/P83/6, HT8 250 10 1 1 128 Thiềng Đức 3B V87/95 250 10 1 1 129 Thủ Khoa Nghĩa 1 V87/38, HT4 320 20 2 2 130 Thủ Khoa Nghĩa 4 V87/21, HT3 250 20 2 2 131 Thủ Khoa Nghĩa 6 V87/P31/3, HT9, HT8 320 20 2 2 132 Thương xá V81/T108/4, 5, HT12 250 10 1 1 133 Trưng Nữ Vương 3 HT1, V81/P99/3 400 10 1 1 134 Trương Vĩnh Ký V87/68, HT3 400 10 1 1 135 Trần Đại Nghĩa V81/P99/T28A/5 400 10 1 1 136 Trần Đại Nghĩa 1 V87/P80/P49/P6/5 3x50 10 1 1 137 Trần Đại Nghĩa 2 V87/P80/P49/T6/3 3x50 10 1 1 138 Bạch Đàn V81/P99/P28A/8 3x50 10 1 1 139 Cái Đôi 3+3A SĐ.3/P107/5 3x25 10 1 1 CỘNG 1.025 145 130 40 40 20 111